2010 Sicily Energy Report / Rapporto Energia 2010 - Dati sull'energia in Sicilia

Rapporto Energia 2010 Dati sull’energia in Sicilia Redazione a cura di: Domenico Santacolomba – Domenico Calandra – Giuseppe Di Francesca – Elena Di Cesare collaborazioni:

Francesca Marcenò - Servizio I - Pianificazione e programmazione energetica Francesco Cappello – ENEA Luca Eufrate – TERNA Vittorio Pettonati e Giuseppe Mirelli – per il Progetto LIFE+ FACTOR20 Ringraziamenti: TERNA – Agenzia delle Dogane - SNAM Rete Gas Fonte dati: GSE – AEEG – GME – ENEA – CESI - Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - ISTAT - URIG Regione Siciliana - Unione Petrolifera - TERNA – Agenzia delle Dogane - SNAM Rete Gas

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PREFAZIONE

Negli anni si è registrato un continuo aumento del ricorso ai dati statistici per rappresentare lo stato di sviluppo di un determinato settore. La raccolta e l’utilizzo dei dati investe la Pubblica Amministrazione di un compito di particolare responsabilità sia per ciò che riguarda l’utilizzo delle fonti sia per la interpretazione dei dati raccolti al fine di poter fornire un quadro consapevole della realtà.

Scopo del presente lavoro è quello di costruire una griglia di informazioni di base - focalizzata soprattutto alla scala regionale - necessarie alla valutazione, alla pianificazione ed alla programmazione degli interventi nel settore dell’energia.

Con il presente Rapporto Annuale 2010, redatto a cura del Dipartimento Regionale dell’Energia, ci si è proposto il compito di valutare lo stato attuale del settore energetico nell’ambito di questa regione e l’esame della possibile evoluzione del settore in relazione alle tendenze rilevate nazionali ed internazionali.

I dati raccolti consentono anche un raffronto con le altre realtà regionali, fornendo spunti in relazione alle valutazioni circa i punti di forza o di debolezza rilevati, mentre per quanto riguarda l’andamento dei flussi energetici è possibile rilevare la persistente dipendenza dai combustibili fossili. Le singole opzioni energetiche ed il tema degli approvvigionamenti si pongono quindi sicuramente in primo piano per le scelte strategiche nel settore energetico.

Mentre da un lato,su scala mondiale, risulta ancora prevalente l’uso delle fonti di energia di origine fossile (carbone, petrolio, gas naturale), dall’altro, si registrano effetti negativi sulla biosfera (inquinamento, cambiamenti climatici). Pertanto appare cruciale mettere a punto politiche innovative nel settore energetico, al fine di spezzare la spirale che lega, con sempre maggiore evidenza e frequenza, la produzione e il consumo di combustibili fossili con le conseguenze negative per l’uomo e l’ambiente.

Le politiche internazionali hanno individuato nella riduzione della CO2 la scelta prioritaria da adottare da parte dei singoli Paesi, al fine di poter controllare gli effetti di alterazione del clima entro limiti accettabili. Per le stesse finalità le indicazioni provenienti dalle maggiori autorità scientifiche e politiche internazionali convergono sulla necessità di adottare entro i prossimi anni efficaci azioni sostenibili per l’ambiente miranti allo sviluppo del settore delle fonti rinnovabili ed allo sviluppo dell’efficienza energetica.

L’Unione Europea, coerentemente a questi indirizzi internazionali, si è data degli obiettivi certamente ambiziosi: la riduzione delle emissioni di CO2 del 20% rispetto ai livelli del 1990; un incremento del risparmio energetico del 20% entro il 2020, rispetto ai consumi previsti; un aumento della quota di fonti rinnovabili del 20% entro il 2020. Inoltre l’UE si è data l’obiettivo del raggiungimento di una quota del 10% di biocombustibili (entro il 2020) nel settore dei trasporti, rispetto agli attuali livelli di consumo di benzina e gasolio.

In ambito regionale, il perseguimento di tali politiche comunitarie e nazionali si basa sul vigente Piano Energetico Ambientale Regionale (P.E.A.R.S.) Il mantenimento di tali impegni, passa comunque attraverso un affidabile sistema di monitoraggio che consenta la puntuale rilevazione del progressivo grado di conseguimento degli obiettivi fissati su scala europea e nazionale, di prossima ripartizione a livello regionale (burden sharing).

Questo rapporto espone in particolare i dati di bilancio relativi alla produzione e all’approvvigionamento delle fonti energetiche primarie, nonché quelli relativi alla evoluzione e alle dinamiche del sistema energetico regionale, considerando uno scenario temporale fino al 2012.

Un doveroso ringraziamento per questo lavoro va agli Enti e agli organismi che hanno collaborato con il Dipartimento Regionale dell’Energia ai fini della individuazione ed elaborazione dei dati.

Dr. Giosuè Marino

Assessore all’Energia e dei Servizi di Pubblica Utilità della Regione Siciliana

INDICE INTRODUZIONE 1 1 - LO SCENARIO MONDIALE 2 1.1 -- Lo scenario al 2020 3 1.2 - Scenari energia elettrica al 2020 – Terna 8 1.2.1 - Previsioni per la Sicilia 8 2 - GLI OBIETTIVI DEL PEARS DELLA REGIONE SICILIANA 12 2.1 - Gli scenari tendenziali al 2012 12 2.2 – Confronto tra gli scenari presi in considerazione dal PEARS (IAP ed AAP) 13 3. - PRODOTTI PETROLIFERI 15 3.1 - La produzione regionale di petrolio 15 3.2 - La produzione regionale di gasolina naturale 18 3.3 - Le riserve di petrolio greggio 19 3.4 - La raffinazione 20 3.5 - Le importazioni di greggio e di prodotti petroliferi 21 3.6 - Le esportazioni di prodotti petroliferi 22 3.7 - Il consumo lordo 23 3.7.1 – Le vendite nel settore dei trasporti 23 3.7.2 - Le vendite nel settore dell’agricoltura 26 3.7.3 - Le vendite nel settore civile 26 3.7.4 - Le vendite nel settore industriale 27 3.8 - IL costo del greggio e dei prodotti petroliferi 27 4. – COMBUSTIBILI GASSOSI 31 4.1 - La produzione regionale di gas naturale 35 4.2 - Le riserve di gas naturale 35 4.3 - L’importazione di gas naturale 36 4.4 - Il consumo di gas naturale 37 4.4.1 - I consumi per settore dal 2007 al 2009 41 4.5 -Il costo di fornitura del gas naturale per uso civile 42 5 – ENERGIA ELETTRICA 44 5.1 -La rete elettrica italiana 45 5.2 - Sviluppo e gestione della rete elettrica - il piano di sviluppo 2010 48 5.3 – La produzione 51 5.4 - Localizzazione e potenza delle centrali di produzione in Sicilia 54 5.5 –I consumi finali 55 5.6 – Consumi per settore 60 5.7 – Il costo dell’energia elettrica 63 5.8 - Dati statistici quadro generale – Terna 65 6 – FONTI RINNOVABILI 69 6.1 - L’apporto delle rinnovabili al raggiungimento dell‘obiettivo 17/20/20 (ENEA - Agenzia per le Nuove Tecnologie, l’Energia e lo Sviluppo economico sostenibile – Centro di Consulenza Energetica della Sicilia) 70 6.1.1 - Le ricadute economiche locali 72

6.1.2 - La fragilità regionale 73 6.1.3 - La criticità 73 6.2 - Produzione e distribuzione degli impianti a fonte rinnovabile 73 6.3 – Produzione e distribuzione regionale degli impianti a fonte rinnovabile 76 6.4 - Produzione e distribuzione nella Regione Siciliana degli impianti a fonte rinnovabile 80 7. - LE ISOLE MINORI 95 7.1 - Aspetti territoriali e sociali delle isole minori 95 7.2 - L’approvvigionamento energetico 97 7.3 - La centrale di Vulcano 99 7.4 - La centrale di Ginostra 100 7.5 - Le potenzialità dell’energia geotermica nelle isole minori 100

8 - BILANCIO ENERGETICO REGIONALE 101 8.1 - La struttura generale del BER-Sicilia 101 9 – EMISSIONE DI ANIDRIDE CARBONICA (CO2) 109 9.1 - Impegni di riduzione per l’Italia (fonte ENEA) 109 9.2 - Emissioni regionali di anidride carbonica storiche rispetto all’anno di riferimento (1990) 109 9.3 - Le assegnazioni di emissioni di anidride carbonica per il triennio 2005-2007 nella Regione Siciliana (da PEARS) 112

Regione Siciliana - Assessorato dell’Energia e dei Servizi di Pubblica Utilità - Dipartimento dell’Energia Servizio II -Osservatorio Regionale e Ufficio Statistico per l’Energia

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INTRODUZIONE Il presente rapporto costituisce una sintesi del lavoro svolto nel 2010 dall’Osservatorio Regionale e Ufficio

Statistico dell’Energia per il settore energetico della Sicilia. L’Osservatorio è stato istituto con decreto n. 1921 del 30 novembre 2007 dell'Assessore regionale per l'Industria

(“Costituzione, presso l'Assessorato dell’Osservatorio Regionale dell’Energia”). L’attività dell’Osservatorio si è estrinsecata nella ricerca delle fonti istituzionali alle quali attingere i dati, nella stipula di accordi di collaborazione con enti pubblici e privati e nella costituzione di un sistema informativo territoriale dell’energia. Attraverso la propria funzione, ha inteso quindi rafforzare il proprio ruolo di supporto tecnico dell’attività di monitoraggio e controllo dei principali dati che attengono al settore energetico, tenendo conto dello scenario internazionale, europeo e nazionale

Inoltre l’Osservatorio ha curato la pubblicazione periodica dei dati raccolti e dei rapporti periodici su singoli settori energetici sul sito web del Dipartimento Regionale dell’Energia.

La contabilizzazione ed il monitoraggio dei dati in materia di energia ha assunto particolare rilevanza in relazione agli indirizzi comunitari e nazionali, che a fronte di impegni comuni in materia ambientale ed in particolare di limitazione dei gas serra, assegnano alle singole regioni compiti specifici di attuazione, a partire dal rispetto dei limiti alle singole quote di emissioni attribuite.

Non appare superfluo ricordare a tal proposito che in questa materia il Dipartimento Regionale dell’Energia è impegnato, in collaborazione con la regione Lombardia e la Regione Basilicata nel progetto dell’Unione Europea LIFE+/Factor20 sulla “Definizione di un quadro sperimentale di burden sharing (suddivisione regionale) degli obiettivi della politica europea 20/20/20” ed in particolare per lo sviluppo di una metodologia comune di contabilizzazione delle emissioni di CO2.

Per la raccolta delle informazioni in materia di energia, si è attinto ai dati nazionali e regionali disponibili provenienti da fonti ufficiali quali il Ministero dello Sviluppo Economico, la società TERNA S.p.A., il GSE, l’URIG (Ufficio Regionale Idrocarburi e Geotermia), l’Agenzia delle Dogane, la SNAM Rete Gas ed altri.

Il rapporto comprende oltre ai dati statistici (dati, tabelle, grafici, rappresentazioni cartografiche) anche le corrispondenti rielaborazioni effettuate da parte dell’Osservatorio regionale. E’ opportuno precisare che le rielaborazioni sono state basate sulle metodologie di analisi correntemente utilizzate e sono state finalizzate a focalizzare le specificità della realtà regionale ed al raffronto con altre realtà regionali.

I dati relativi alle strategie ed agli scenari internazionali si sono basati soprattutto su fonti e pubblicazioni dell’Unione europea e dell’IEA (International Energy Agency).

Particolare attenzione è stata posta nel valutare i “numeri” relativi agli obiettivi fissati dall’UE in materia di quota di energia da fonti rinnovabili, riduzione dei consumi ed aumento dell’efficienza energetica entro il 2020 (riassunta solitamente nella formula 20-20-20) che con l'emanazione della Direttiva n. 2009/28/CE ha portato all’attribuzione di specifici obiettivi nazionali (“burden sharing”).

Inoltre, si è stilato un bilancio energetico regionale di sintesi (non definitivo) per l’anno 2009, basato su una metodologia utilizzata dalla Regione Lombardia, con la quale, come si è detto, la Regione Siciliana collabora nell’ambito della partecipazione al progetto europeo Life+/Factor20.

Per la realizzazione del BER (Bilancio Energetico Regionale) si è scelto, in particolare, di utilizzare il medesimo approccio metodologico utilizzato dalla Regione Lombardia, di un sistema semplificato basato sulla contabilizzazione dell’offerta di energia (produzione interna e importazioni dall’estero/da altre regioni), delle trasformazioni energetiche (fonti primarie trasformate in energia destinata agli usi finali) e della domanda negli usi finali (civile, industria, agricoltura e trasporti).

Arch. Pietro Tolomeo Dirigente Generale del Dipartimento dell’Energia

della Regione Siciliana


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1 - LO SCENARIO MONDIALE

Il rapporto World Energy Outlook (WEO 2010) presentato recentemente dall'Agenzia internazionale dell’energia (IEA) nel prendere atto che è in corso un forte mutamento del sistema energetico globale, evidenzia che “le prospettive energetiche future dipenderanno essenzialmente dalla velocità di ripresa dell’economia globale”. Tuttavia tali prospettive di ripresa saranno fortemente influenzate dal modo in cui i governi risponderanno “alla doppia sfida del cambiamento climatico e dalla sicurezza energetica”

Il mondo dell'energia si trova infatti ad affrontare una fase di incertezza senza precedenti, conteso tra la necessità di soddisfare una crescente domanda di energia e quella di disporre di energia prodotta con tecnologie a bassa emissione di gas serra per limitare gli effetti negativi sul clima. Se significativi investimenti sono stati fatti da parte dei governi in materia di incentivi alle nuove tecnologie a basse emissioni e per un uso efficiente dell’energia, tuttavia il rapporto dell’IEA indica la necessità di maggiori sforzi affinché la riconversione energetica possa avvenire in tempi relativamente rapidi.

Nel Dicembre 2009 la 15° conferenza di Copenhagen si è chiusa nella delusione generale, con un non-accordo. Le parti si sono limitate a prendere nota di un accordo presentato da Usa, Brasile, Cina, India e Sud Africa. In questo accordo si chiede ai paesi di impegnarsi a limitare l'innalzamento delle temperature entro i 2 gradi rispetto ai livelli precedenti l'industrializzazione senza però dare indicazioni precise su tempi e modi attraverso cui realizzare questo obiettivo.

Si è chiusa in questi giorni (Dicembre 2010) La sedicesima Conferenza delle Parti (COP) a Cancun. La COP 16 sui cambiamenti climatici può rappresentare un nuovo punto di partenza rispetto al nulla di fatto della precedente, svoltasi un anno fa con tante aspettative a Copenhagen. A Cancun sono stati ribaditi alcuni principi e in particolare si riconosce la necessità di ridurre le emissioni di gas a effetto serra dal 25 al 40% al 2020, come raccomandato dal Gruppo intergovernativo di esperti sul riscaldamento globale (Ipcc), per fare in modo che la temperatura globale non aumenti oltre i 2 gradi.

Secondo lo scenario previsto dall'IEA la domanda mondiale di energia primaria crescerà del 36% tra il 2008 e il 2035, cioè dell'1.2% per anno, ovvero in misura minore di quanto sia cresciuta nel corso dei precedenti 27 anni (la crescita media registrata nel periodo è stata dell’ ordine del 2% per anno). Il rapporto valuta che i Paesi non-OCSE rappresentano il 93% dell'aumento della domanda mondiale di energia primaria e che la Cina nel 2009 contribuirà per il 36% alla prevista crescita del consumo energetico mondiale. Le previsioni al 2035 vede in cima ai Paesi consumatori di energia la Cina (22%), gli Stati Uniti (al secondo posto) e l’India (18%).

Tuttavia, entro il 2035, i combustibili fossili rimarranno prevalenti a livello mondiale, anche se la loro quota all’interno del mix energetico tenderà a diminuire a favore delle fonti energetiche rinnovabili e dell'energia nucleare. Tra i combustibili fossili il petrolio - si legge nel WEO 2010 - rimarrà comunque quello principale, seguito dal carbone e dal gas. Dei tre combustibili fossili, quest’ultimo registra una quota di consumo crescente, e raggiungerà quasi quella del carbone.

L'IEA conferma che il prezzo del petrolio è destinato a salire, riflettendo la crescente insensibilità della domanda e dell'offerta alle variazioni del prezzo. Il New Policies Scenario stima che il prezzo medio del petrolio passerà da poco più di 60 dollari al barile registrato nel 2009 ai 113 dollari al barile previsti nel 2035. La domanda di petrolio continuerà a crescere costantemente, raggiungendo entro il 2035 circa 99 milioni di barili al giorno (mb/g), ovvero 15 mb/g in più rispetto al 2009.

Il WEO 2010 prevede che l'intervento dei governi a sostegno delle fonti rinnovabili (energia elettrica e biocombustibili) passerà dai 57 miliardi di dollari registrati nel 2009 ai 205 miliardi di dollari previsti entro il 2035.

La domanda mondiale di energia elettrica secondo l’IEA è destinata ad aumentare in misura considerevolmente superiore alle altre forme di energia, con un tasso di crescita annuo di circa il 2,2% tra il 2008 e il 2035.

La quota di energia da fonte rinnovabile risulta in crescita, sebbene il livello di incremento non risulti sufficientemente veloce per coprire la crescita della domanda globale. Nel periodo considerato il ritmo di crescita dell’energia prodotta da fonti rinnovabili dipenderà dal livello di sostegno accordato dai singoli governi alle tecnologie rinnovabili e dall’andamento dei prezzi dei combustibili fossili. La generazione di elettrità da fonti di energia rinnovabile, passerà dal 19% a circa un terzo del totale. Tale aumento sarà legato soprattutto all’eolico ed all’idroelettrico, mentre nel 2035 il fotovoltaico, nonostante gli elevati tassi di crescita, rappresenterà ancora circa il 2%.

Per quanto riguarda le emissioni il rapporto IEA prevede che la continua crescita della domanda di combustibili fossili farà aumentare ancora le emissioni di CO2, rendendo quasi impossibile raggiungere l'obiettivo di contenere l’aumento delle temperature del pianeta entro i 2 gradi centigradi, come previsto nell’Accordo di Copenaghen. Secondo il rapporto, le tendenze in atto permettono di prevedere una possibile stabilizzazione dei gas serra in atmosfera ad un livello superiore a 650 parti per milione (ppm) di CO2 equivalente “con un conseguente probabile aumento della temperatura superiore ai 3,5° C nel lungo termine”. Il raggiungimento dell’obiettivo fissato nel vertice di Copenaghen richiederebbe il contenimento del livello di CO2 non superiore a 450 ppm con conseguente assunzione di impegni aggiuntivi rispetto a quelli attualmente previsti. A tal fine occorrerebbe mettere in atto da parte dei Governi obiettivi più ambiziosi rispetto a quelli assunti con l'Accordo di Copenhagen, a partire dalla rimozione delle sovvenzioni ai combustibili fossili, e ad una maggiore diffusione delle nuove tecnologie già disponibili.


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L’IEA auspica quindi nel rapporto l’urgenza di un’azione immediata ed efficace per garantire che gli impegni già assunti sul clima vengano rispettati o meglio vengano anticipati al fine di scongiurare gli scenari più catastrofici sul clima. 1.1 - Lo scenario al 2020

Il 10 gennaio 2007 la Commissione Europea ha adottato un pacchetto su energia e cambiamenti climatici, invitando il Consiglio e il Parlamento europeo ad approvare:

- un impegno unilaterale dell’UE a ridurre di almeno il 20% le emissioni di gas serra rispetto ai livelli del 1990 entro il 2020, e l’obiettivo di ridurre le emissioni del 30% entro il 2020 a condizione che venga concluso un accordo internazionale sui cambiamenti climatici;

- un obiettivo vincolante per l’UE del 20% di energia da fonti rinnovabili entro il 2020, compreso un obiettivo del 10% per i biocarburanti.

La strategia è stata approvata dal Parlamento europeo e dai capi di Stato e di governo europei in occasione del Consiglio europeo del marzo 2007. Il Consiglio europeo ha invitato la Commissione a presentare proposte concrete, in particolare sulle modalità di ripartizione dello sforzo tra gli Stati membri per il conseguimento degli obiettivi.

Con la Direttiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE sono stati stabiliti gli obiettivi nazionali generali per la quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di energia al 2020 (vedi tabella 1.1).

Con la Decisione n. 406/2009/ce del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 concernente gli sforzi degli Stati membri per ridurre le emissioni dei gas a effetto serra al fine di adempiere agli impegni della Comunità in materia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2020, sono stati fissati i limiti di riduzione delle emissioni per gli stati membri rispetto al livello del 2005 (vedi tabella 1.2)


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Tab.. 1.1

Fonte: Tabella allegata alla Direttiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE


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Tab. 1.2

Fonte: Decisione n. 406/2009/ce del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 concernente gli sforzi degli Stati membri per ridurre le emissioni dei gas a effetto serra al fine di adempiere agli impegni della Comunità in materia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2020.

Il pacchetto “clima-energia” è stato adottato a seguito della pubblicazione di un’analisi di impatto (Model-

based Analysis of the 2008 EU Policy Package on Climate Change and Renewables, elaborato con il modello PRIMES). Il Modello PRIMES ha permesso l’elaborazione di uno scenario tendenziale (Baseline scenario) che descrive

quale sarebbe il livello di emissioni, la domanda finale di energia e la percentuale di tale domanda che sarebbe possibile soddisfare facendo ricorso alle fonti rinnovabili nel 2020, in assenza del pacchetto “clima-energia”.

Il modello ha ipotizzato una crescita annua del PIL pari al 2,2-2,4% per l’Europa, e pari all’1,2-1,9% per l’Italia (valori riferiti agli intervalli temporali 2000-2010 e 2010-2020).


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Secondo lo scenario tendenziale baseline preso a riferimento dalla Commissione Europea, nel 2020 il consumo finale lordo di energia dell’Italia potrebbe raggiungere il valore di 166,50 Mtep, a fronte di un valore di 134,61 Mtep registrato nel 2005. L’aggiornamento 2009 dello studio PRIMES, che tiene conto anche dell’effetto della crisi economica, ha stimato per l’Italia, al 2020, un consumo finale lordo di 145,6 Mtep.

In uno scenario più virtuoso, che tiene conto di ulteriori misure nel settore dell’efficienza energetica rispetto allo scenario base, i consumi finali lordi del nostro Paese nel 2020 potrebbero mantenersi entro un valore di 133,0 Mtep.

Non appare superfluo ricordare a tal proposito che in questa materia il Dipartimento Regionale dell’Energia è impegnato, in collaborazione con la Regione Lombardia e la Regione Basilicata nel progetto dell’Unione Europea LIFE+/Factor20 sulla “Definizione di un quadro sperimentale di burden sharing (suddivisione regionale) degli obiettivi della politica europea 20/20/20” ed in particolare per lo sviluppo di una metodologia comune di contabilizzazione delle emissioni di CO2.

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1.2 - Scenari energia elettrica al 2020 – Terna La presente sezione mostra le previsioni di medio - lungo termine della domanda di energia Elettrica della

Sicilia. Tali previsioni sono coerenti a quelle contenute nel documento “PREVISIONI DELLA DOMANDA ELETTRICA IN ITALIA E DEL FABBISOGNO DI POTENZA NECESSARIO – Anni 2010-2020” ed elaborate da Terna ai fini della Delibera 48/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica ed il gas.

Le previsioni di medio - lungo termine della domanda nel settore elettrico italiano che Terna opera sono finalizzate a fornire:

• le informazioni di base per l’elaborazione del Piano di Sviluppo della Rete elettrica di Trasmissione Nazionale, disposto da Terna su decreto Ministeriale in qualità di Gestore della Rete di trasmissione nazionale;

• le valutazioni della capacità di produzione complessivamente necessaria alla copertura della domanda prevista;

• i dati in risposta ai quesiti formulati da Organismi nazionali ed internazionali per quanto nella loro pertinenza; • le informazioni richieste per l’attività di programmazione energetica degli Enti Locali. Per elaborare la previsione di lungo termine della domanda di energia elettrica vengono presi in considerazione

gli andamenti della domanda elettrica e delle variabili macroeconomiche quali il Prodotto Interno Lordo e il Valore Aggiunto settoriale. Ciò perché l’evoluzione storica della domanda elettrica nazionale e quella del PIL sono legate da una relazione funzionale.

L’indicatore macroeconomico che mette in relazione domanda elettrica e grandezze economiche è l’intensità elettrica. L'intensità elettrica globale si ottiene come rapporto tra la richiesta elettrica ed il PIL mentre a livello settoriale l’intensità elettrica è data dal rapporto tra la quantità di elettricità consumata da ciascun settore ed il valore aggiunto dello stesso settore e quindi esprime il contenuto di elettricità necessario per ottenere un certo ammontare di valore aggiunto.

A partire dai dati di input relativi a informazioni e tendenze per settori e per aree territoriali, la procedura di previsione richiede di stimare dapprima i valori a livello nazionale e quindi quelli regionali, utilizzando i primi come vincolo in algoritmi di quadratura a livello territoriale e settoriale.

In tale procedimento, in input vengono utilizzati risultati di modelli macroeconomici, elaborati da Istituti specializzati (es. Prometeia), che forniscono le previsioni delle principali grandezze economiche a livello nazionale e regionale. Una volta determinati i consumi, la richiesta elettrica regionale si ottiene sommando ad essi una opportuna stima delle perdite di energia.

Come si è detto, le previsioni qui illustrate rappresentano l’ulteriore elaborazione di quelle raccolte nel citato documento sulle Previsioni del settembre 2010 e precisamente si tratta delle previsioni della domanda elettrica in energia coerenti con lo “scenario di sviluppo” ivi compreso.

1.2.1 - Previsioni per la Sicilia

Di seguito vengono analizzati i possibili scenari di sviluppo della richiesta di energia elettrica, del PIL, dell’intensità elettrica in Italia ed in Sicilia.

Nel 2009 in Italia è stata richiesta energia elettrica per circa 0,265 kWh per ogni euro di Prodotto Interno Lordo. Nel corso degli anni tale valore è andato progressivamente crescendo confermando così il sempre più sostenuto impiego della risorsa elettrica alla formazione del PIL nazionale.

In previsione, lo scenario qui preso in considerazione (detto “di sviluppo”) assume una crescita del PIL per l’Italia pari a +1,6% medio annuo nel periodo 2009-2020. Tale valore sconta, una volta superata la fase recessiva, una progressiva accelerazione della crescita economica, che si porterebbe al +1,3% medio annuo nel periodo 2009-2015, e poi al +1,9% medio annuo nel quinquennio successivo. In questo scenario, anche la domanda elettrica recupera una maggiore dinamicità con il 2,5% medio annuo del secondo periodo contro 2,1% del primo, crescendo ad un tasso medio annuo del 2,3% nell’intero periodo 2009-2020.

L’effetto combinato di tali evoluzioni è il proseguimento della crescita dell’intensità elettrica, che nel decennio di previsione aumenterebbe ad un tasso dello 0,7% medio annuo, come quello realizzatosi nell’ultimo ventennio. A fine periodo, la domanda elettrica in Italia giunge a 409.997 GWh e l’intensità elettrica del PIL a 0,286 kWh per euro.

Passando alle previsioni per la Sicilia, l’andamento medio atteso del PIL nei due Sottoperiodo è positivo anche se nel complesso la crescita è leggermente inferiore a quella media nazionale (+1,2% contro +1,6%); la domanda elettrica regionale, che nei venti anni precedenti è cresciuta meno velocemente di quella nazionale, ora è invece prevista crescere ad un tasso medio annuo pari a quello nazionale (2,3%). In conclusione, si stima che nel 2020 la Sicilia avrà una domanda elettrica di 27.712 GWh ed una intensità del PIL pari a 0,357 kWh per euro.

Infine, la Tabella 1.3 mostra l’evoluzione a lungo termine dei consumi settoriali regionali. Agricoltura, Industria, Domestico e Terziario continuano a crescere, anche se, mentre i primi tre crescono ad un

tasso superiore rispetto al periodo 1989-2009, il Terziario cresce ad un tasso inferiore rispetto a quello di tale periodo (4% contro 4,2%). Nell’intero periodo 2009-2020 i consumi regionali crescono più rapidamente di quelli nazionali (+2,4% contro +2,3% medio annuo).

I consumi per abitante sono stimati per il 2020 pari a 4.897 kWh in Sicilia contro 6.227 kWh in Italia.


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Tab. 1.3 - Richiesta di energia elettrica - PIL - Intensità elettrica - Scenario di sviluppo Italia

Fig. 1.2 Confronto tra la crescita annuale della richiesta elettrica e del PIL – Italia


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Tab 1.4 - Richiesta di energia elettrica - PIL - Intensità elettrica - Scenario di sviluppo Sicilia

Fig. 1.3 Confronto tra la crescita annuale della richiesta e del PIL – Sicilia

Tab. 1.5 Previsione dei consumi settoriali di energia elettrica – Sicilia


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Fig. 1.4 Previsione dei consumi settoriali e consumi per abitante - Sicilia

Tab. 1.6 Previsione dei consumi nelle province della Sicilia


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2 - GLI OBIETTIVI DEL PIANO ENERGETICO AMBIENTALE DELLA REGIONE SICILIANA

Il Piano Energetico Ambientale della Regione Siciliana (PEARS) è stato approvato con delibera della Giunta regionale n. 1 del 3 febbraio 2009. Il PEARS espone i dati relativi alla produzione e all’approvvigionamento delle fonti energetiche primarie, nonché quelli relativi alla evoluzione e alle dinamiche del sistema energetico regionale considerando uno scenario temporale sino al 2012.

Le linee di indirizzo proposte dal PEARS, entro il medesimo arco temporale del 2012, costituiscono il quadro di riferimento per l’azione amministrativa della Regione, seppure con la flessibilità dovuta ai nuovi dati disponibili ed agli scenari internazionali nel frattempo maturati, nonché “con la flessibilità richiesta dalle singole e specifiche congiunture e condizioni operative” previste nella delibera di approvazione.

Gli obiettivi individuati dal PEARS sono perseguiti attraverso la pianificazione e l’individuazione delle aree di possibile intervento in ambito regionale, l’individuazione delle fonti energetiche attualmente disponibili e quelle da promuovere, una attenta analisi della struttura dei consumi territoriali e settoriali e la predisposizione di piani d’azione che possano garantire adeguati ritorni economici e sociali, nel rispetto dei principi di sostenibilità ambientale e della salvaguardia della salute pubblica.

Il Piano Energetico della Regione Siciliana focalizza in particolare la propria attenzione sul perseguimento dei seguenti obiettivi:

1. Contribuire ad uno sviluppo sostenibile del territorio regionale attraverso l’adozione di sistemi efficienti di conversione ed uso dell’energia nelle attività produttive, nei servizi e nei sistemi residenziali; 2. promuovere una forte politica di risparmio energetico in tutti i settori, in particolare in quello edilizio, organizzando un coinvolgimento attivo di enti, imprese, e cittadini; 3. promuovere una diversificazione delle fonti energetiche, in particolare nel comparto elettrico, con la produzione decentrata e la “decarbonizzazione”; 4. promuovere lo sviluppo delle Fonti Energetiche Rinnovabili ed assimilate, tanto nell’isola di Sicilia che nelle isole minori, sviluppare le tecnologie energetiche per il loro sfruttamento; 5. favorire il decollo di filiere industriali, l’insediamento di industrie di produzione delle nuove tecnologie energetiche e la crescita competitiva; 6. favorire le condizioni per una sicurezza degli approvvigionamenti e per lo sviluppo di un mercato libero dell’energia; 7. promuovere l’innovazione tecnologica con l’introduzione di Tecnologie più pulite (Clean Technologies - Best Available), nelle industrie ad elevata intensità energetica e supportandone la diffusione nelle PMI; 8. assicurare la valorizzazione delle risorse regionali degli idrocarburi, favorendone la ricerca, la produzione e l’utilizzo con modalità compatibili con l’ambiente, in armonia con gli obiettivi di politica energetica nazionale contenuti nella L. 23.08.2004, n. 239 e garantendo adeguati ritorni economici per il territorio siciliano; 9. favorire la ristrutturazione delle Centrali termoelettriche di base, tenendo presenti i programmi coordinati a livello nazionale, in modo che rispettino i limiti di impatto ambientale compatibili con le normative conseguenti al Protocollo di Kyoto ed emanate dalla UE e recepite dall’Italia; 10. favorire una implementazione delle infrastrutture energetiche, con particolare riguardo alle grandi reti di trasporto elettrico; 11. sostenere il completamento delle opere per la metanizzazione per i grandi centri urbani, le aree industriali ed i comparti serricoli di rilievo; 12. creare, in accordo con le strategie dell’U.E, le condizioni per un prossimo sviluppo dell’uso dell’Idrogeno e delle sue applicazioni nelle Celle a Combustibile, oggi in corso di ricerca e sviluppo, per la loro diffusione, anche mediante la realizzazione di sistemi ibridi rinnovabili/idrogeno; 13. realizzare forti interventi nel settore dei trasporti (biocombustibili, metano negli autobus pubblici, riduzione del traffico autoveicolare nelle città, potenziamento del trasporto merci su rotaia e mediante cabotaggio).

Tra gli strumenti politico-organizzativi per l’attuazione del PEARS (Formazione e diffusione della figura di “Energy Manager, predisposizione di piani d’azione per la costituzione di una filiera per produzione di biocarburanti e lo sviluppo del fotovoltaico, ecc.) è stato individuato anche l’istituzione di un Osservatorio Regionale dell’energia e Sistema Informativo Territoriale (SIT). 2.1 - Gli scenari tendenziali al 2012

Nel Piano Energetico Ambientale della Regione Siciliana sono stati formulati tre differenti scenari tendenziali che si spingono all’orizzonte del 2012: 1. B - Scenario tendenziale Basso (caratterizzato da una situazione con un profilo di crescita negativo nei primi anni

e prossimo a zero per il restante periodo). 2. I - Scenario tendenziale Intermedio (caratterizzato da attese maggiormente favorevoli sull’evoluzione per il

contesto socio - economico nel territorio regionale); 3. A - Scenario tendenziale Alto (caratterizzato da una ipotesi di evoluzione socio economica del sistema regionale in

linea con il profilo programmatico del Dpef regionale e coerente con gli andamenti del Pil osservati negli ultimi anni).


____________________________________________________________________________________________________________

13

La programmazione dell’offerta di energia nella Regione Siciliana all’orizzonte del 2012 deriva da previsioni basate su possibili scenari di crescita socioeconomica e dei corrispondenti fabbisogni provenienti dai diversi settori di utilizzazione. I diversi scenari tengono conto dei principali obiettivi di politica regionale e delle linee indicate nel Documento di Programmazione Economico Finanziaria per gli anni 2007-2011 della Regione Siciliana.

Negli scenari tendenziali, partendo dalle serie storiche regionali, è stato valutato l’azione dei possibili input esterni extra-regionali derivanti dall’Unione Europea, dall’effetto della globalizzazione dei mercati mondiali, dalle nuove leggi e disposizioni intervenute in ambito energetico ed ambientale, da possibili situazioni congiunturali con effetti sui costi dell’energia in ambito regionale.

Il PEARS, escludendo lo scenario definito “Basso”, valutato non in linea con le attese di sviluppo della regione, ha preso in considerazione gli altri possibili Scenari 1. “Scenario Intermedio con azioni di piano - IAP” 2. “Scenario Alto con azioni di piano - AAP”

Il raggiungimento degli obiettivi esposti negli scenari presi in considerazione nel PEARS è strettamente dipendente dall’attuazione delle azioni previste nel piano. Le azioni prevedono interventi nel settore dell’Industria energetica, il completamento della metanizzazione nelle ASI, NI e PIP, della razionalizzazione e lo sviluppo della rete elettrica, dell’incentivazione e dello sviluppo delle fonti rinnovabili, della promozione dell’uso del vettore Idrogeno, della promozione della razionalizzazione dell’uso dell’energia nel Settore Industriale e dell’incremento del risparmio e dell’efficienza nel settore Civile, della promozione dei possibili ammodernamenti nel Settore Primario, della trasformazione nel Settore Trasporti per migliorarne l’efficienza energetico-ambientale.

Tutte le azioni hanno come riferimento comune lo sviluppo sostenibile del territorio regionale e l’ottenimento di adeguati ritorni, economici e sociali, rispetto agli investimenti programmati, oltre che al rispetto dei principi di sostenibilità ambientale e di salvaguardia della salute pubblica. 2.2 – Confronto tra gli scenari presi in considerazione dal PEARS (IAP ed AAP) Dal confronto tra gli elementi principali che contraddistinguono i due scenari probabili nel PEARS (Intermedio con Azioni di Piano ed Alto con Azioni di Piano), l’amministrazione regionale ha scelto, prudenzialmente, lo scenario Intermedio con Azioni di Piano per la pianificazione regionale, all’orizzonte del 2012. Tale scelta implica comunque un notevole impegno, sia politico che finanziario, per l’attuazione delle strategie previste nella proposta di Piano d’azione. Tab. 2.1 - Dati relativi alla produzione dell’energia elettrica nella Regione Siciliana negli scenari proposti e confronto con i dati Terna 2007

Tab.2.2 - Dati relativi all’utilizzazione del gas naturale negli scenari nella Regione Siciliana e confronto con i dati 2004


____________________________________________________________________________________________________________

14

Tab. 2.3 - Scenario IAP della Regione Siciliana all’orizzonte del 2012.Riepilogo consumi per tipo di fonte energetica

Tab. 2.4 Scenario IAP della Regione Siciliana all’orizzonte del 2012. Riepilogo emissioni di CO2 per tipo di fonte energetica


____________________________________________________________________________________________________________

15

3. – PRODOTTI PETROLIFERI

Il petrolio, alla temperatura ambiente, essendo costituito da una miscela di numerosi idrocarburi liquidi,

alcuni solidi e altri gassosi, non è utilizzabile nella forma in cui si presenta, ma attraverso operazioni di separazione, effettuate per distillazioni successive, da questa possono essere separate diverse frazioni omogenee ed utilizzabili.

Sotto la voce “prodotti petroliferi” sono compresi, oltre che il petrolio greggio, che è la materia prima, l’olio combustibile, il gasolio, i distillati leggeri, il petrolio da riscaldamento, il GPL, il gas di raffineria ed altri prodotti.

La Regione Siciliana, in attuazione dell’articolo 14 del proprio Statuto, approvato con R.D.L. 15 maggio 1946, n. 455, convertito in legge costituzionale con la legge 26 febbraio 1948, n. 2, ha competenza esclusiva per lo sfruttamento delle risorse del sottosuolo di propria pertinenza, ivi compresa l’attività di ricerca ed estrazione degli idrocarburi

La legge regionale n. 14 del 03-07-2000 (GURS n. 32 del 7 luglio 2000), ha recepito la direttiva 94/22/CE e disciplinato la prospezione, la ricerca, la coltivazione, il trasporto e lo stoccaggio di idrocarburi liquidi e gassosi e delle risorse geotermiche nella Regione siciliana.

Le raffinerie presenti sul territorio regionale raffinano la materia prima dando origine alla produzione delle numerose frazioni omogenee che saranno successivamente utilizzate.

3.1 - La produzione regionale di petrolio

La produzione di greggio in Sicilia nel corso degli anni, dopo aver raggiunto il massimo nel 1964 ha subito un continuo trend negativo, anche se con oscillazioni meno marcate a partire dal 1980.

Nel corso del 2009 la produzione sulla terra ferma di petrolio in Sicilia è stata di circa 556.084 tonnellate, pari al 12% circa del totale nazionale, in leggera crescita rispetto all’anno 2007, anno in cui la produzione era stata di 543.694 tonnellate e rispetto al 2008, anno in cui la produzione si è attestata a 529.965 tonnellate. Fig. 3.1

Elaborazione su dati forniti dall’URIG Regione Siciliana al Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

Limitatamente alla produzione sulla terraferma, la Sicilia si pone al secondo posto tra regioni italiane dopo la Basilicata.

Fig. 3.2

Elaborazione su dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

543.694 529.965 556.084

500.000520.000540.000560.000

2007 2008 2009

SICILIA PRODUZIONE DI OLIO GREGGIO

ANNI 2007 - 2009 Tonnellate

PRODUZIONE NAZIONALE DI OLIO GREGGIO

REGIONI - ZONE MARINE

Tonnellate

ANNO 2009

556.084

4.550.816

0

250.

000

500.

000

750.

000

1.00

0.00

0

1.25

0.00

0

1.50

0.00

0

1.75

0.00

0

2.00

0.00

0

2.25

0.00

0

2.50

0.00

0

2.75

0.00

0

3.00

0.00

0

3.25

0.00

0

3.50

0.00

0

3.75

0.00

0

4.00

0.00

0

4.25

0.00

0

4.50

0.00

0

4.75

0.00

0

5.00

0.00

0

BasilicataEmiliaLazio

MolisePiemonte

SiciliaZona BZona C

Totale


____________________________________________________________________________________________________________

16

Fig. 3.3


Tale tendenza è confermata dalle produzioni dei primi otto mesi del 2010 come mostrato dai grafici

seguenti. Fig. 3.4


Le produzioni del 2009 e 2010 di olio greggio in Sicilia, provengono dalle concessioni minerarie denominate

Giaurone, Gela, Ragusa, S. Anna e Irminio. Il campo di Gela fornisce il maggior contributo alla produzione.

Fig. 3.5


14,2%

11,8%

74,0%

PRODUZIONE PERCENTUALE DI OLIO GREGGIO SICILIA -ALTRE REGIONI E ZONE MARINE

(Aggiornamento ad agosto 2010)

Zone marine Sicilia Altre regioni

PRODUZIONE NAZIONALE DI OLIO GREGGIO

Gennaio 2009 - Agosto 2010

Tonnellate

20.8

19

263.

382

556.

084

4.02

4.91

2

525.

904

189.

675

395.

488

474.

144

225

28.8

70

3.15

5.53

1 4.55

0.81

6

9.98

6

111

19.1

69

2.25

1.79

0

2.86

6.21

9

3.34

0.36

3

Basi

licat

a

Emilia

Rom

agna

Lazi

o

Mol

ise

Piem

onte

Sici

lia

Tota

le

Terr

a

Tota

le

Mar

e

Tota

le

Anno 2009 Aggiiornamento agosto 2010

556.084

0200.000400.000600.000

GE

LA

GIA

UR

ON

E

IRM

INIO

RA

GU

SA

S. A

NN

A

TO

TA

LE

SICILIA PRODUZIONE DI OLIO GREGGIO PER CONCESSIONE

Tonnellate ANNO 2009


____________________________________________________________________________________________________________

17

Fig. 3.6 Il grafico seguente mostra come l’andamento delle produzioni nel 2009 e nel 2010.


Per quanto riguarda la produzione a mare, il grafico seguente evidenzia invce la produzione dal 2007 al 2009 del giacimento di Gela a mare (concessione AG 1 rilasciata per competenza dallo Stato e sulla quale la Regione Siciliana esercita il controllo a norma dell’art. 43 della legge 21 luglio 1967, n. 613). Fig.3.7


In Sicilia sono presenti cinque centrali di raccolta e trattamento olio proveniente dai pozzi produttivi, di

queste, una centrale è collegata con i pozzi provenienti dalle concessioni a mare “Perla“ e “Prezioso”. Fig. 3.8

Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

228.0

48

71.7

02

24.5

90

44.1

78

26.9

70 395.4

88

30

4.3

95

115.5

31

50.8

91

73.0

41

12.2

26

556.0

84

0100.000200.000300.000400.000500.000600.000

GE

LA

GIA

UR

ON

E

IRM

INIO

RA

GU

SA

S. A

NN

A

TO

TA

LE

SICILIA PRODUZIONE DI OLIO GREGGIO PER CONCESSIONE

Gennaio 2009 - Agosto 2010 Tonnellate

Aggiornamento agosto 2010 Anno 2009

46.702 40.754

35.688

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

2007 2008 2009

PRODUZIONE GELA MARE ANNI 2007 - 2009

Tonnellate


____________________________________________________________________________________________________________

18

Tab. 3.1 CENTRO RACCOLTA

OLIO PERLA E PREZIOSO

CENTRO OLIO IRMINIO

RAGUSA TERZO CENTRO OLIO GELA

NUOVO CENTRO OLIO GELA

Minerale OLIO OLIO OLIO OLIO OLIO

Comune GELA RAGUSA RAGUSA GELA GELA

Provincia Caltanissetta Ragusa Ragusa Caltanissetta Caltanissetta

Area occupata 20561 (mq) 5913 (mq) 20561 (mq) 19280 (mq) 120640 (mq)

Operatore ENI - MEDITERRANEA IDROCARBURI

IRMINIO ENI MEDITERRANEA IDROCARBURI

ENI MEDITERRANEA IDROCARBURI

ENI MEDITERRANEA IDROCARBURI

N. pozzi produttivi allacciati

12 3 12 23 64


La figura seguente mostra il collegamento delle piattaforme marine dei pozzi Perla e Prezioso al Centro di raccolta olio Perla e Prezioso. Fig. 3.9


La produzione complessiva dei pozzi Perla e Prezioso (C.C. 3 AG rilasciata per competenza dallo Stato) dal 2004 al 30 settembre 2010 è sintetizzata dalla tabela seguente. Tab. 3.2

ANNI Tonnellate

2004 97.385

2005 104.214

2006 108.783

2007 120.506

2008 116.593

2009 126.344

2010 106.057

Elaborazione su dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie 3.2 - La produzione regionale di gasolina naturale

La produzione di gasolina nei giacimenti siciliani è solitamente associata alla produzione di gas naturale. Infatti il gas naturale in Sicilia si presenta spesso con piccole percentuali di altri idrocarburi leggeri (soprattutto

etano, propano e butano) e minime quantità di acqua, azoto, biossido di carbonio ed idrogeno solforato. Prima di essere avviato al consumo, quindi, il gas naturale viene ridotto a gas secco con un processo di

estrazione dei gas liquefacibili, propano e butano, e della cosiddetta gasolina, una benzina leggerissima (composta da butano, pentano, esano, eptano e ottano).

Durante il processo di distillazione del greggio, la frazione contenente da 6 a 7 atomi di carbonio, con punto di ebollizione compreso tra i 60 e i 100°C, da origine ad una benzina leggera, mentre la frazione contenente tra 7 e 12 atomi di carbonio, con un punto di ebollizione tra 100 e 180°C, da invece origine ad una benzina pesante.

La gasolina viene usata come solvente o anche in miscela con benzine pesanti.


____________________________________________________________________________________________________________

19

La Sicilia è la prima regione italiana produttrice di gasolina naturale con circa 22.279 tonnellate nel 2009 pari al 75,8 % del totale nazionale, in leggera crescita rispetto 2007, anno in cui la produzione è stata di circa 15.539 tonnellate e rispetto al 2008, anno in cui la produzione si è attestata a circa 16.830 tonnellate.

Al mese di agosto 2010 la produzione è stata di 12.832 tonnellate rispetto ad una produzione nazionale complessiva di 16.620 tonnellate.

I campi principali di gasolina naturale in Sicilia sono: Fiumetto, Gagliano-Fiume Salso, Bronte-S.Nicola, Samperi, Roccacavallo, Comiso II e Noto.

Fig. 3.10


3.3 - Le riserve di petrolio greggio

Ogni giacimento contiene una certa quantità di idrocarburi, ma non tutta può essere estratta per essere commercializzata ed utilizzata.

La riserva di idrocarburi è la quantità di petrolio recuperabile. Nei giacimenti, sufficientemente conosciuti, è possibile determinare con una certa sicurezza la quantità ancora

estraibile. Il calcolo la prima volta si basa su parametri stimati più o meno attendibili, come la dimensione della

trappola, l’estensione, lo spessore del giacimento ed il tipo di petrolio in esso contenuto. Valutazioni successive vengono eseguite durante la produzione. Il grafico che segue mostra la valutazione sulla riserva di olio greggio stimata nel corso degli ultimi anni in

Sicilia, evidenziandone la continua riduzione nei giacimenti rinvenuti. Fig. 3.11


15.539 16.830

22.279

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2007 2008 2009

SICILIA PRODUZIONE DI GASOLINA

ANNI 2007 - 2009 Tonnellate

5.5

51 7.0

98

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

SICILIA

VALUTAZIONE DELLE RISERVE DI OLIO GREGGIO

Migliaia di tonnellate

ANNI 2002 - 2009

CERTE PROBABILI POSSIBILI RECUPERABILI


____________________________________________________________________________________________________________

20

3.4 – La raffinazione

Al 1° gennaio 2009, secondo i dati dell’Unione Petrolifera (relazioni annuali) la capacità di raffinazione delle raffinerie siciliane è stata di 43,1 milioni di tonnellate/anno, mentre le lavorazioni relative a greggio, semilavorati, ossigenati e metano sono risultate complessivamente pari a 36.517 migliaia di tonnellate, su un totale delle lavorazioni delle raffinerie italiane, pari a 99.696, in diminuzione rispetto a quelle riferite al 1° gennaio 2008, anno in cui le lavorazioni sono state di 36.517 migliaia di tonnellate, in diminuizione rispetto all’anno precedente.

Tab. 3.3

Raffinerie Località Capacità

effettiva di raffinazione

1 gennaio 2008 Milioni di t/anno

LAVORAZIONI


Capacità effettiva di

raffinazione 1 gennaio 2009

Milioni di t/anno

LAVORAZIONI


ERG Raffinerie Mediterranee ISAB

Priolo Gargallo (SR)

16,0 16.729 19,4 13.947

Raffineria di Augusta (Esso) Augusta (SR) 8,8 9.240 8,9 9.093

Raffineria di Gela Gela (CL)

5,0 5.534 5,0 5.304

Raffineria di Milazzo Milazzo (ME) 9,8 8.861 9,8 8.173

SICILIA 39,6 40.364 43,1 36.517

TOTALE RAFFINERIE IN ITALIA 102,95 105.384 106,5 99.696

% SICILIA 38,4 38,3 40,4 36,6

Elaborazione su dati Unione Petrolifera – Relazioni anuali 2009 – 2010

Nel 2007, secondo i dati forniti dall’Agenzia delle Dogane, la produzione di greggio, semilavorati e prodotti

petroliferi in Sicilia, viene riassunta dalla tabella che segue.

Tab. 3.4 PRODUZIONE DI GREGGIO E PRODOTTI DELLA RAFFINAZIONE IN SICILIA

ANNO 2007 (tonnellate)

Greggio 605.640

Semilavorati 375.420

Gas residui di raffineria, coke da petrolio 3.035.182

Benzine, gasolio, carboturbo, GPL, distillati leggeri 29.218.669

Petrolio, olio combustibile 5.743.568

Altri idrocarburi energetici 807.760

Semilavorati non energetici 53.714

Altri prodotti petroliferi non energetici 2.816.561

TOTALE PRODOTTI ENERGETICI 42.656.514

Elaborazione ed aggregazione su dati forniti dall’Agenzia delle Dogane

Da tale tabella si può notare come abbastanza consistente sia la produzione dell’aggregato benzine, gasolio, carboturbo, GPL, distillati leggeri) in Sicilia.


____________________________________________________________________________________________________________

21

3.5 - Le importazioni di greggio e di prodotti petroliferi

Il petrolio greggio destinato alla lavorazione, arrivato nei porti della Sicilia nel corso del 2009, si stima in circa 26.415 migliaia di tonnellate.

Tab. 3.5 migliaia di tonnellate

Elaborazione su dati Unione Petrolifera – Relaziono annuale 2010

Rispetto al totale nazionale degli arrivi di greggio nel 2009 sono risultati circa il 23,4% degli arrivi nei porti

italiani. Tale valore è in ribasso rispetto agli ultimi anni. Nel 2007 tale percentuale era del 26,6 % mentre nel 2008 è

stata del 24,3 %. Nel 2007, secondo i dati forniti dall’Agenzia delle Dogane, il greggio proveniente da importazioni è stato di

33.871.213 tonnellate. l trend delle importazioni di greggio sembra essere in diminuzione sulla scorta dei dati dell’Unione

Petrolifera. Oltre che il greggio le importazioni hanno riguardato anche semilavorati e prodotti petroliferi.

Tab. 3.6

IMPORTAZIONE DI GREGGIO, SEMILAVORATI E PRODOTTI FINITI SICILIA

ANNO 2007

QUANTITA’

(Tonnellate)

Greggio 33.871.214

Semilavorati 7.552.548

Coke da petrolio 266.541

Benzine, gasolio, carboturbo, GPL, distillati leggeri 329.043

Petrolio, olio combustibile 320.790


Semilavorati non energetici 5.345

Altri prodotti petroliferi non energetici -

Totale prodotti Petroliferi 42.432.856


Da tale tabella chiaramente emerge la forte introduzione sul territorio regionale di greggio e semilavorati

destinati alla lavorazione. I porti della Sicilia interessati sono quelli prossimi alle raffinerie, ed in particolare Augusta, Gela, Milazzo e

Priolo-Melilli. Sempre nel 2007 sono stati importati nelle raffinerie semilavorati per 7.552.549 tonnellate e 5.344 tonnellate

semilavorati non energetici, oltre prodotti finiti, come evidenziato dal grafico seguente.

ANNO 2005 2006 2007 2008 2009

AUGUSTA (Siracusa) 14.530 14.020 14.650 14.090 9.990

GELA (Caltanissetta) 2.050 2.255 2.480 2.710 1.645

MILAZZO (Messina) 7.385 7.450 7.590 6.680 6740

PRIOLO MELILLI (Siracusa) 11.145 8.285 8.345 5.805 8.040

SICILIA 35.110 32.010 33.065 29.285 26.415

TOTALE NAZIONALE 128.400 126.120 124.350 120.610 112.600

% SICILIA 27,3 25,4 26,6 24,3 23,4


____________________________________________________________________________________________________________

22

Fig. 3.12 PORTI DELLA SICILIA D’IMPORTAZIONE PRODOTTI PETROLIFERI

Elaborazione su dati Unione petrolifera

3.6 – Le esportazioni di prodotti petroliferi

La Sicilia, con le sue raffinerie, fornisce un contributo importante alla lavorazione di prodotti petroliferi, con una media del 40% circa sul totale nazionale della lavorazione di materie prime (greggio, semilavorati, additivi, etc.), destinato perlopiù all’esportazione.

Tab. 3.7

ESPORTAZIONE DI SEMILAVORATI E PRODOTTI FINITI DALLA SICILIA

ANNO 2007

QUANTITA’

(Tonnellate)

Semilavorati 465.034

Gas residui di raffineria, coke di petrolio 478.447

Benzine, gasolio, carboturbo, GPL, distillati leggeri 23.797.104

Petrolio, olio combustibile 2.766.708


Semilavorati non energetici 2

Altri prodotti petroliferi non energetici 340.706

TOTALE PRODOTTI PETROLIFERI 28.028.309


Da tale tabella si rileva come abbastanza consistente sia la quantità di prodotti destinati all’esportazione, sia in Italia che nei paesi dell’Unione Europea.

GELA

MILAZZO

AUGUSTA

PRIOLO-MELILLI


____________________________________________________________________________________________________________

23

Tab. 3.8

ESPORTAZIONE ITALIA

(Tonnellate)

U.E. Extra U.E. TOTALE

Benzine, gasolio, carboturbo, GPL, distillati leggeri 4.989.878 7.766.113 7.680.246 20.436.237

Coke di petrolio 88.475 70.418 319.553 478.446

Petrolio, olio combustibile 104.454 185.178 2.477.076 2.766.708

Altri idrocarburi energetici ---- 33.144 147.164 180.308

TOTALE PRODOTTI ENERGETICI DA PETROLIO 5.182.807 8.054.853 10.624.039 23.861.699


3.7 - Il consumo lordo

Dai dati del 2007 il consumo interno lordo del greggio, semilavorati e prodotti finiti comprese le variazioni delle scorte è sintetizzato dalla tabella che segue.

Tab. 3.9

CONSUMO INTERNO DI GREGGIO, SEMILAVORATI E PRODOTTI FINITI

ANNO 2007

CONSUMO INTERNO LORDO DI GREGGIO, SEMILAVORATI E PRODOTTI FINITI

(comprensivo delle varazioni scorte)

Consumo e perdite nella produzione di fonti secondarie

(tonnellate)

Greggio 34.677.890 ---

Semilavorati 7.488.958 ---

TOTALE GREGGIO-SEMILAVORATI 42.166.848

Gas residui di raffineria, coke da petrolio 2.823.276 2.691.229

Benzine, gasolio, carboturbo, GPL, distillati leggeri

12.050.033 128.572

Petrolio, olio combustibile 3.243.767 1.138.803

Altri idrocarburi energetici 647.198 4.656

Semilavorati non energetici 69.195 ---

Altri prodotti petroliferi non energetici 2.447.351 1.016.547

TOTALE PRODOTTI PETROLIFERI 21.280.820 4.979.547

TOTALE 63.447.668 4.979.807


3.7.1 – Le vendite nel settore dei trasporti

Le tabelle che seguono riassumono il consumo dei principali prodotti petroliferi nel settore dei trasporti dal 2007 al 2009.

Negli ultimi tre anni, mentre i consumi di benzina e del GPL tendono a diminuire, quelli di gasolio e lubrificanti mostrano la tendenza ad aumentare


____________________________________________________________________________________________________________

24

Tab. 3.10 TRASPORTI VENDITA BENZINA tonnellate

ANNO RETE ORDINARIA RETE AUTOSTRADALE EXTRA RETE TOTALE

2007 914.104 25.030 23.152 962.286

2008 856.221 20.652 21.631 898.504

2009 817.075 19.933 21.290 858.298

Elaborazione da dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Tab. 3.11

TRASPORTI VENDITA GASOLIO tonnellate

ANNO RETE ORDINARIA RETE AUTOSTRADALE EXTRA RETE TOTALE

2007 1.088.742 79.130 428.508 1.596.380

2008 1.065.913 79.648 488.640 1.634.201

2009 1.028.795 85.723 547.859 1.662.377

Elaborazione da dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Tab. 3.12

TRASPORTI - VENDITA GPL tonnellate

ANNO TOTALE

2007 252.996

2008 248.125

2009 237.985 Elaborazione da dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Tab. 3.13

TRASPORTI VENDITA LUBRIFICANTI tonnellate

ANNO RETE EXTRA RETE TOTALE 2007 668 14.619 15.287

2008 764 15.551 16.316

2009 990 16.529 17.518 Elaborazione da dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

I grafici seguenti illustrano la situazione delle vendite a livello provinciale e l’estensione del numero di

impianti di distribuzione sul territorio provinciale e sui capoluoghi di provincia. Fig. 3.13


IMPIANTI DISTRIBUZIONE BENZINA

PROVINCE - CAPOLUOGHI

ANNO 2009

139

91

399

60

238

431

153

165 21

6

26 28

101

14

64

211

38 47 41

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

AG CL CT EN ME PA RG SR TP

Provincia Capoluogo

TOTALE COMPLESSIVO EROGATO Migliaia di litri

1.130.325


____________________________________________________________________________________________________________

25

Fig. 3.14

Elaborazione da dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Fig. 3.15


Fig. 3.16

Elaborazione da dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

119.6

11

62.3

04

489.9

22

49.0

92

185.5

48

263.2

95

178.9

07

136.1

51

111.5

50

1.5

96.3

80

200.000400.000600.000800.000

1.000.0001.200.0001.400.0001.600.0001.800.000

AG

RIG

EN

TO

CA

LT

AN

ISS

ET

TA

CA

TA

NIA

EN

NA

ME

SS

INA

PA

LE

RM

O

RA

GU

SA

SIR

AC

US

A

TR

AP

AN

I

TO

TA

LE

SICILIA VENDITA GASOLIO NEI TRASPORTI


GASOLIO MOTORI RETE ORD. GASOLIO MOTORI RETE AUTOSTR. GASOLIO MOTORI EXTRA RETE GASOLIO TOTALE

IMPIANTI DISTRIBUZIONE GASOLIO

PROVINCE - CAPOLUOGHI

ANNO 2009

138

89

378

61

228

412

148 16

3

207

24 26

92

16

58

200

35 46 36

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


Provincia Capoluogo

9.9

63

3.5

92

66

.79

7

23

.07

7

16

.80

4

39

.41

2

21

.75

0

58

.64

3

12

.95

8

25

2.9

96

50.000100.000150.000200.000250.000300.000

AG

RIG

EN

TO

CA

LT

AN

ISS

ET

TA

CA

TA

NIA

EN

NA

ME

SS

INA

PA

LE

RM

O

RA

GU

SA

SIR

AC

US

A

TR

AP

AN

I

TO

TA

LE

SICILIA VENDITA GPL

Tonnellate ANNO2009

AUTOTRAZIONE AUTOTRAZIONE RETE TOTALE

TOTALE COMPLESSIVO EROGATO

Migliaia di litri 1.356.341


____________________________________________________________________________________________________________

26

Fig. 3.17


Fig. 3.18


3.7.2 - Le vendite nel settore dell’agricoltura Tab. 3.14

ANNO SICILIA VENDITA GASOLIO IN AGRICOLTURA Tonnellate

2009 135.755

2008 130.658

2007 132.282


3.7.3 - Le vendite nel settore civile Tab. 3.15

ANNO SICILIA VENDITA GASOLIO RISCALDAMENTO Tonnellate

2009 23.900

2008 36.506

2007 38.949


9 7

22

8

21 20

13 14 12

3 3 2 4 3 4

2 4

2

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50


IMPIANTI DISTRIBUZIONE GPL PROVINCE - CAPOLUOGHI

ANNO 2009

Provincia Capoluogo

1.1

62

1.0

14

2.9

86

66

2

1.6

82

2.4

14

1.4

14

1.9

36

2.0

16

15

.28

7

2.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.00018.000

AG

RIG

EN

TO

CA

LT

AN

ISS

ET

TA

CA

TA

NIA

EN

NA

ME

SS

INA

PA

LE

RM

O

RA

GU

SA

SIR

AC

US

A

TR

AP

AN

I

TO

TA

LE

SICILIA VENDITA LUBRIFICANTI


RETE EXTRA TOTALE

TOTALE COMPLESSIVO EROGATO

Migliaia di litri 90.500


____________________________________________________________________________________________________________

27

3.7.4 - Le vendite nel settore industriale Tab. 3.16

ANNO SICILIA VENDITA OLIO COMBUSTIBILE Tonnellate

OLIO TOTALE DENSO

2009 946.415 521.132

2008 877.504 433.068

2007 1.369.753 802.203


Il grafico seguente emerge con evidenza il notevole consumo di olio combustibile in provincia di messina, da

mettere in relazione all’utilizzo Fig. 3.19


3.8 - IL Costo del greggio e dei prodotti petroliferi Tab. 3.17


91

.81

4

14

.79

6

1.1

35

80

4.9

05

3.7

73

3.9

28

25

.87

1

19

3

94

6.4

15

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

AG

RIG

EN

TO

CA

LT

AN

ISS

ET

TA

CA

TA

NIA

EN

NA

ME

SS

INA

PA

LE

RM

O

RA

GU

SA

SIR

AC

US

A

TR

AP

AN

I

TO

TA

LE

SICILIA VENDITA OLIO COMBUSTIBILE BTZ


DENSO BTZ TOTALE


____________________________________________________________________________________________________________

28

Fig. 3.20

Il prezzo FOB (Free On Board) copre solo il costo del greggio, del suo carico sulla nave o su un oleodotto. Il prezzo CIF (Cost, Insurance and Freight) copre anche la spedizione e l'assicurazione per il trasporto del greggio. Elaborazione da dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Fig. 3.21


131,38

77,31

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

200

8 G

en

na

io

Feb

bra

io

Marz

o

Apri

le

Mag

gio

Giu

gn

o

Lug

lio

Ago

sto

Sett

em

bre

Otto

bre

Novem

bre

Dic

em

bre

200

9 G

en

na

io

Feb

bra

io

Marz

o

Apri

le

Mag

gio

Giu

gn

o

Lug

lio

Ago

sto

Sett

em

bre

Otto

bre

Novem

bre

Dic

em

bre

201

0 G

en

na

io

Feb

bra

io

Marz

o

Apri

le

Mag

gio

Giu

gn

o

Lug

lio

Ago

sto

COSTO MEDIO MENSILE DEL GREGGIO Gennaio 2008 - agosto 2010

€ / barile

PREZZO FOB PREZZO CIF


____________________________________________________________________________________________________________

29

Fig. 3.22




____________________________________________________________________________________________________________

30

Fig. 3.24




____________________________________________________________________________________________________________

31

4 - COMBUSTIBILI GASSOSI

Il gas naturale è il gas che si forma nel sottosuolo, costituito prevalentemente da metano, oltre a quantità

variabili di idrocarburi, dai quali viene depurato, con conseguente produzione di gasolina e gas liquido, prima di essere utilizzato, principalmente come combustibile industriale o domestico.

Tra i combustibili gassosi abbiamo anche i gas artificiali, cioè i gas di distillazione proveniente da combustibili solidi. In particolare il gas illuminante o gas di città è ottenuto per distillazione secca del carbone.

La Regione Siciliana, in attuazione dell’articolo 14 del proprio Statuto, approvato con R.D.L. 15 maggio 1946, n. 455, convertito in legge costituzionale con la legge 26 febbraio 1948, n. 2, ha competenza esclusiva l’attività di ricerca ed estrazione del gas naturale dal sottosuolo della Siicilia.

La legge regionale n. 14 del 03-07-2000 ne disciplina la prospezione, la ricerca, la coltivazione nella Regione siciliana.

La filiera del gas naturale è strutturata in una serie di attività che alla fine consentono al consumatore di utilizzare con continuità questa fonte di energia.

4.1 - La produzione regionale di gas naturale

La Sicilia si pone, tra le regioni italiane, al 3° posto nella produzione nazionale di gas naturale sulla terraferma preceduta dalla Basilicata e dalla Puglia.

I giacimenti di gas naturale in Sicilia sono localizzati nell’ambito delle concessioni Bronte-S-Nicola, Gagliano, Fiumetto, Rocca Cavallo, Noto, Gela, Comiso II, Ragusa, Samperi, Lippone-Mazara del Vallo, Giaurone e Case Schillaci.

Nel corso del 2009 la produzione di gas naturale in Sicilia è stata di circa 325.180 migliaia di Smc tonnellate, pari al 4% circa del totale nazionale, in crescita rispetto all’anno 2007, anno in cui la produzione era stata di 285.635 migliaia di Smc e in leggera diminuzione rispetto al 2008, anno in cui la produzione si è attestata a 340.534 migliaia di Smc. Fig. 4.1


Limitatamente alla produzione sulla terraferma, la Sicilia si pone al terzo posto tra regioni italiane preceduta dalla Puglia e dalla Basilicata

La maggior parte della produzione nazionale proviene sostanzialmente dai giacimenti offshore con circa il 75 % del totale.

Nel 2009 , tale produzione, compresa quella off-shore, è stata di 7.909.056 migliaia di Sm3, con un aumento rispetto al 2008, anno in cui è stata di 9.070.048 migliaia di Sm3.

285.635

340.534 325.180

250.000260.000270.000280.000290.000300.000310.000320.000330.000340.000350.000

2007 2008 2009

SICILIA PRODUZIONE DI GAS METANO

ANNI 2007 - 2009 Migliaia di Smc


____________________________________________________________________________________________________________

32

Fig. 4.2

Elaborazione su dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Fig. 4.3


Le produzioni del 2009 di gas naturale in Sicilia, provengono dalle concessioni minerarie denominate Bronte-S-Nicola, Gagliano, Fiumetto, Rocca Cavallo, Noto, Gela, Comiso II, Ragusa, Samperi, Lippone-Mazara del Vallo, Giaurone e Case Schillaci.

Il campo di Fiumetto fornisce il maggior contributo.

325.180

7.909.056

0

50

0.0

00

1.0

00

.00

0

1.5

00

.00

0

2.0

00

.00

0

2.5

00

.00

0

3.0

00.0

00

3.5

00

.00

0

4.0

00

.00

0

4.5

00

.00

0

5.0

00

.00

0

5.5

00

.00

0

6.0

00

.00

0

6.5

00

.00

0

7.0

00

.00

0

7.5

00

.00

0

8.0

00

.00

0

AbruzzoBasilicata

CalabriaEmilia…

LombardiaMarcheMolise

PiemontePugliaSicilia

ToscanaVenetoZona AZona BZona CZona D

Totale

SICILIA PRODUZIONE NAZIONALE DI GAS NATURALE

REGIONI - ZONE MARINE Migliaia di Smc

ANNO 2009

74,8%

4,1% 21,1%

PRODUZIONE PERCENTUALE DI GAS NATURALE SICILIA - ZONE MARINE E ATRE REGIONI

ANNO 2009

Zone marine Sicilia Altre regioni


____________________________________________________________________________________________________________

33

Fig. 4.4


Nel 2010 è entrato in produzione anche il campo di S.Anna. Fig. 4.5

SICILIA

PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER CONCESSIONE

Migliaia di Smc

(Aggiornamento agosto 2010)

216.256

050.000

100.000150.000200.000250.000300.000350.000

BR

ON

TE

-

S.N

ICO

LA

CA

SE

SC

HIL

LA

CI

CO

MIS

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I

FIU

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ZA

RA

RA

GU

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RO

CC

A

CA

VA

LLO

S.

AN

NA

SA

MP

ER

I

TO

TA

LE


Il grafico seguente mostra come l’andamento mensile della produzione da gennaio 2009 ad agosto 2010 sia senza evidenti oscillazioni. Fig. 4.6

Elaborazione su dati forniti dall’URIG Regione Siciliana al Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per

325.180

050.000

100.000150.000200.000250.000300.000350.000

BR

ON

TE

-S

.NIC

OLA

CA

SE

SC

HIL

LA

CI

CO

MIS

O I

I

FIU

ME

TT

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GA

GL

IAN

O

GE

LA

GIA

UR

ON

E

LIP

PO

NE

-M

AZ

AR

A

RA

GU

SA

RO

CC

AC

AV

ALL

O

SA

MP

ER

I

TO

TA

LE

SICILIA PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER CONCESSIONE

Migliaia di Smc ANNO 2009

28.6

34

25.7

49

28.9

34

26.8

61

27.1

73

26.1

66

27.9

96

28.0

79

26.5

11

27

.20

1

25.6

18

26.2

57

325.1

80

26.9

92

23.3

51

24.2

94

26.9

01

28.4

89

26.8

73

29.7

45

29.6

11

0

0

0

0

216.2

56

050.000

100.000150.000200.000250.000300.000350.000

Genn

aio

Fe

bb

raio

Ma

rzo

Aprile

Ma

ggio

Giu

gn

o

Lug

lio

Agosto

Settem

bre

Ott

ob

re

No

vem

bre

Dic

em

bre

To

tale

SICILIA PRODUZIONE MENSILE DI GAS NATURALE

Gennaio 2009 - Agosto 2010 Migliaia di Smc

Anno 2009 Aggiornamento agosto 2010


____________________________________________________________________________________________________________

34

l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Per quanto riguarda la produzione di gas naturale, il grafico seguente evidenzia invce la produzione del

giacimento di Gela mare (concessione C.C. 1 AG rilasciata per competenza dallo Stato e sulla quale la Regione Siciliana esercita il controllo a norma dell’art. 43 della legge 21 luglio 1967, n. 613) dal 2007 al 2009. Fig. 4.7


In Sicilia sono presenti quattro centrali di raccolta e trattamento del gas naturale proveniente dai pozzi

produttivi. Tab. 4.1

Centrale Numero di pozzi

Comune Provincia Operatore

BRONTE 25 BRONTE CT ENI MEDITERRANEA IDROCARBURI

COMISO 1 RAGUSA RG EDISON

GAGLIANO 22 GAGLIANO CASTELFERRATO EN ENI MEDITERRANEA IDROCARBURI

MAZARA DEL VALLO 2 MAZARA DEL VALLO TP ENI MEDITERRANEA IDROCARBURI


I centri di racolta e trattamento del gas naturale in Sicilia sono localizzati nella figura seguente

721,6 721,9 721,6

0

200

400

600

800

2007 2008 2009

PRODUZIONE GAS NATURALE GELA MARE ANNI 2007 - 2009

Migliaia di Smc


____________________________________________________________________________________________________________

35

Fig.4.8


4.2 - Le riserve di gas naturale

Ogni giacimento contiene una certa quantità di idrocarburi, ma non tutta può essere estratta per essere commercializzata ed utilizzata.

La riserva di gas naturale è la quantità di recuperabile dal sottosuolo. Tale quantità, nei giacimenti, sufficientemente conosciuti, è possibile determinarla con una certa sicurezza. Il calcolo la prima volta si basa su parametri stimati più o meno attendibili, come la dimensione della

trappola, l’estensione, lo spessore del giacimento ed il tipo di petrolio in esso contenuto. Valutazioni successive vengono eseguite durante la produzione. Dal grafico seguente molto evidente è la riduzione sulla valutazione delle riserve nel corso degli anni.

Fig. 4.9

0

5.000

10.000

15.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

SICILIA VALUTAZIONI DELLE RISERVE DI GAS

Milioni di Smc

CERTE PROBABILI POSSIBILI RECUPERABILI


____________________________________________________________________________________________________________

36

Elaborazione su dati Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

4.3 - L’importazione di gas naturale L’attività di importazione è libera, restando però soggetta ad autorizzazione del Ministero dello Sviluppo

economico l’importazione di gas prodotto nei paesi extra europei. La dipendenza dell’Italia dalle importazioni è sensibilmente elevata. Nel 2009 il gas naturale importato a livello nazionale è stato 69.251 milioni di Smc con una diminuzione

rispetto al 2008, anno in cui le importazioni sono state di 76.857 milioni di Smc. Il gas naturale di importazione proviene principalmente dall’Algeria, Russia, Libia, Paesi Bassi e Norvegia.

Fig. 4.10

Elaborazione su dati del Ministero dello Sviluppo Economico - Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

Fig. 4.11


In Sicilia la copertura del fabbisogno avviene grazie alle importazioni e solo in minima parte alla produzione interna.

Il gas naturale arriva in Sicilia dall’Algeria, attraverso il punto di ingresso della Rete Nazionale Gasdotti di Mazara del Vallo e dalla Libia, attraverso il punto di ingresso di Gela.

Attraverso tali punti il gas viene immesso e trasportato mediante la rete nazionale di trasporto. Nel 2009 il gas importato dalla Libia e dall’Algeria è stato rispettivamente circa il 13 % ed il 31 % del totale

nazionale importato.

21.3

71

9.1

68

22.9

17

12.0

22

1.3

44

1.5

49

48

68.4

19

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

MA

ZA

RA

D

EL

VA

LLO

GE

LA

TA

RV

ISI

O

PA

SS

O

GR

IES

PA

NIG

AL

LIA

GO

RIZ

IA

ALT

RI

TO

TA

LE

IMPORTAZIONE DI GAS NATURALE PER PUNTO D'INGRSSO

Milioni di SmcAnno 2009

31%

13%

34%

18%

2%

2% 0%

QUOTA PERCENTUALE DI GAS NATURALE IMPORTATO PER PUNTO D'INGRESSO

Anno 2009

MAZARA DEL VALLO GELA TARVISIO PASSO GRIES PANIGALLIA GORIZIA ALTRI


____________________________________________________________________________________________________________

37

Fig. 4.12


Per l’importazione a mezzo navi, in Sicilia non sono presenti terminali di rigassificazione del GNL.

Per favorire l’importazione del gas naturale attraverso navi sono in corso di valutazione due progetti di rigassificazione del GNL, di cui uno nell’area di Augusta-Priolo-Melilli e l’altro a Porto Empedocle,

I progetti prevedono un volume annuo di gas naturale da rigassificare pari a 12 miliardi di m3 ciascuno.

L’impianto della Società “Nuove Energie (ENI 90%) previsto a Porto Empedocle ha avuto parere positivo nell’aprile 2008 dalla Commissione VIA con prescrizioni e nel mese di settembre del 2008 ha ottenuto il decreto favorevole di compatibilità ambientale. La Conferenza dei Servizi della Regione Siciliana ha dato il via libera alla costruzione del rigassificatore nel mese di gennaio 2009.

L’impianto previsto invece nella Rada di Augusta, della società ERG Power Gas-Shell Energy Italia, nel maggio del 2008 ha ottenuto parere positivo dalla Commissione VIA con prescrizioni, mentre a settembre del 2008 ha ottenuto il decreto favorevole di compatibilità ambientale con prescrizioni.

4.4 - Il consumo di gas naturale

Per essere consumato il gas viene trasportato attraverso la Rete Nazionale di Gasdotti e la Rete Regionale.

La Rete Nazionale di Gasdotti è gestita per circa il 97% da Snam Rete Gas ed è costituita essenzialmente di tubazioni di grande diametro, la cui funzione è quella di veicolare il gas naturale dai punti di ingresso (importazioni e produzioni nazionali) ai punti di interconnessione con la Rete Regionale e con le strutture di stoccaggio.

Tab. 4.2 LUNGHEZZA DELLA RETE NAZIONALE DI TRASPORTO DEL GAS Km

RETE GASDOTTI 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Rete Nazionale Gasdotti 7.943 7.993 8.196 8.392 8.479 8.548 8.779

Rete Regionale Gasdotti 21.852 22.127 22.349 22.320 22.410 22.533 22.695

Totale 29.795 30.120 30.545 30.712 30.889 31.081 31.474

Elaborazione su dati Snam Rete Gas

Tab. 4.3

ATTIVITA’ DI TRASPORTO IN SICILIA Anno 2009

Trasportatori presenti in Sicilia

Rete nazionale

(km)

Rete regionale

(km)

Volumi riconsegnati in M(m3)

A impianti di distribuzione

A clienti finali

industriali

A clienti finali termoelettrici

Totale

2 1.047 1.515 699 851 2546 4.099

Elaborazione AEEG su dichiarazione degli operatori

23.8

08

25.2

28

24.4

57

22.1

53

24.4

37

21371

523

4.5

98

7.6

92

9.2

40

9.8

72

9.1

68

24

.43

1

29826

32

.14

9

31

.39

3

34.3

09

30539

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

IMPORTAZIONE NAZIONALE DI GAS NATURALE ATTRAVERSO I PUNTI D'INGRESSO PRESENTI IN SICILIA

Milioni di Smc

MAZARA DEL VALLO GELA TOTALE


____________________________________________________________________________________________________________

38

Tab. 4.4

Elaborazione su dati Snam Rete Gas

Nella Rete Nazionale dei Gasdotti viene immesso il gas importato dalla Libia e dall’Algeria e il gas di

produzione regionale delle aree di Bronte, Gagliano, Mazara-Lippone, Chiaramonte Gulfi, Comiso e Noto. In Sicilia sono presenti anche due centrali di compressione, rispettivamente ad Enna e a Messina. La distribuzione del gas naturale avviene tramite le reti locali fino agli impianti dei clienti finali. Il gas

distribuito in Sicilia è stato di 4,1 milioni di Smc rispetto ai circa 74,4 miliardi di Sm3 di quello distribuito in Italia. Tab. 4.5 GAS NATURALE DISTRIBUITO IN ITALIA (Milioni di Smc)

GAS DISTRIBUITO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

ITALIA 74.788 77.545 82.935 84.483 81.683 81.412 74.764

SICILIA 3.451 3.718 3.913 3.0628 4.058 4.075 4.085 I dati si riferiscono alle quantità distribuite dalla rete di SNAM rete Gas, che rappresentano circa il 98% del totale consumato in Italia - Elaborazione su dati del Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie

Tra settore industriale, termoelettrico e reti secondarie la distribuzione si è mantenuta ai livelli del 207 e 2008. Fig. 4.13


Il settore di massimo consumo è risultato quello termoelettrico come viene evidenziato dal seguente grafico

Fig. 4.14


3.7

18

3.9

14

3.6

28

4.0

58

4.0

75

4.0

85

3.200

3.400

3.600

3.800

4.000

4.200

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

SICILIA GAS NATURALE CONSUMATO

Milioni di Smc

84

3

25

46

6

96

40

85

0,00500,00

1.000,001.500,002.000,002.500,003.000,003.500,004.000,004.500,00

AG

RIG

EN

TO

CA

LT

AN

ISS

ET

TA

CA

TA

NIA

EN

NA

ME

SS

INA

PA

LE

RM

O

RA

GU

SA

SIR

AC

US

A

TR

AP

AN

I

TO

TA

LE

GAS NATURALE DISTRIBUITO PER PROVINCIA Anno 2009

Milioni di Smc

INDUSTRIALE TERMOELETTRICO RETI DI DISTRIBUZIONE (*) TOTALE GENERALE

ESTENSIONE DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE DEL GAS NATURALE IN SICILIA ANNO 2009 (Km)

Alta pressione Media pressione Bassa pressione Quota % esercente Proprietà % del comune

60,3 4.82,3 7.814,8 95,8 1,7


____________________________________________________________________________________________________________

39

La carta seguente indica i comuni in cui al 31 dicembre 2008 erano presenti imprese di distribuzione del gas.

Fig. 4.15

Elaborazione su dati AEEG


____________________________________________________________________________________________________________

40

Tab. 4.6

Elaborazione AEEG su dichiarazione degli operatori

La vendita di gas naturale è una attività libera, dove l’impresa acquista il gas da un importatore o da un grossista per rivenderlo ai clienti finali.

Il venditore, una volta acquistato il gas all’ingrosso ha la necessità di farlo trasportare sulle reti di trasporto nazionale, regionale e locale, sostenendo quindi oltre che il prezzo per l’acquisto del gas, il costo del trasporto secondo una tariffa approvata dall’AEEG.

Il venditore di gas al cliente finale deve necessariamente essere un soggetto diverso da chi distribuisce.

L’offerta dei prezzi viene monitorata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

Il prezzo di fornitura comprende il costo della materia prima, il costo delle infrastrutture (stoccaggio, trasporto e distribuzione), il costo della commercializzazione all’ingrosso ed al dettaglio, e le imposte.

Al fine di tutelare i clienti con consumi medio bassi dal rischio di forti sbalzi di prezzo, l’AEEG definisce per ciascuna località le “condizioni economiche di riferimento”.

Tab. 4.7

SICILIA - MERCATO FINALE AL DETTAGLIO - SETTORE DOMESTICO E NON DOMESTICO ANNO 2009 (Clienti in migliaia e volumi in Mm3)

DOMESTICO COMMERCIO E SERVIZI INDUSTRIA GENERAZIONE ELETTRICA

OPERATORI VOLUMI CLIENTI VOLUMI CLIENTI VOLUMI VOLUMI

36 492 24 79 2 961 2434

Elaborazione da dati AEEG su dichiarazione degli operatori – Relazione annuale 2010

Una minima parte della distribuzione a livello nazionale riguarda anche i gas diversi dal naturale, generalmente GPL, aria propanata e in minima parte altri gas, attraverso le reti secondarie di distribuzione. Tab. 4.8

DISTRIBUZIONE IN SICILIA A MEZZO RETE DI GAS DIVERSI DAL GAS NATURALE (Volumi in Milioni di Sm3, operatori, clienti e comuni serviti)

ANNO 2008 ANNO 2009

VOLUMI EROGATI

OPERATORI CLIENTI COMUNI SERVITI

VOLUMI EROGATI

OPERATORI CLIENTI COMUNI SERVITI

0.05

3 227 4 0.06 3 237 4

Elaborazione da dati AEEG su dichiarazione degli operatori – Relazione annuale 2010

DETTAGLIO ATTIVITA’ DI DISTRIBUZIONE IN SICILIA ANNO 2009

Numero operatori Clienti (Migliaia)

Comuni serviti Volumi erogati M(m3)

12 917 315 596


____________________________________________________________________________________________________________

41

4.4.1- I consumi per settore dal 2007 al 2009 Tab. 4.9 Milioni di mc

INDUSTRIA 2007 2008 2009

AGRIGENTO 7,2 3,3 2,8

CALTANISSETTA 237,7 172,4 142,4

CATANIA 49,4 46,4 42,5

ENNA 3 3,7 2,9

MESSINA 66,6 70,3 52

PALERMO 11,2 9,1 6,9

RAGUSA 6 5,4 7,4

SIRACUSA 567,7 581,5 513,7

TRAPANI 67,8 64,7 85,7

TOTALE 1.016,9 956,8 856,3 Elaborazione su dati SNAM Rete Gas

Tab. 4.10 Milioni di mc

TERMOELETTRICO 2007 2008 2009

AGRIGENTO 0 0 0

CALTANISSETTA 0 0 0

CATANIA 0 0 153,6

ENNA 0 0 0

MESSINA 307,4 253,7 294,2

PALERMO 879,1 1.108,9 1.043,9

RAGUSA 0 0 0

SIRACUSA 1.141,4 1.062,3 1.156,3

TRAPANI 66,4 45,7 51,3

TOTALE 2.394,3 2470,6 2.699,3

Elaborazione su dati SNAM Rete Gas Tab. 4.11 Milioni di mc

IMPIANTI DISTRIBUZIONE 2007 2008 2009

AGRIGENTO 59,1 59,8 64,1


CATANIA 138,6 139,6 153,6

ENNA 52,9 51,5 57,8

MESSINA 90,2 90,3 97,8

PALERMO 124,1 126,2 139,8

RAGUSA 39,7 40,2 41,4

SIRACUSA 24,6 25,6 26,5

TRAPANI 52,3 50,5 56,4

TOTALE 635,9 633,3 690,9 Elaborazione su dati SNAM Rete Gas

Tab. 4.12 Milioni di mc

AUTOTRAZIONE 2007 2008 2009

AGRIGENTO 0 0 0


CATANIA 1,6 2,2 3,3

ENNA 0 0 0

MESSINA 1,6 2,1 2,6

PALERMO 0 0 0

RAGUSA 0,6 0,8 1,0

SIRACUSA 0,2 0,3 0,5

TRAPANI 0 0 0

TOTALE 8,4 7,6 11,5 Elaborazione su dati SNAM Rete Gas


____________________________________________________________________________________________________________

42

4.5 -Il costo di fornitura del gas naturale per uso civile Con la bolletta i clienti finali pagano le diverse componenti del costo di fornitura. La commercializzazione all’ingrosso è la componente che copre i costi relativi all'acquisto della "materia

prima" gas che rappresentano circa il 35% della bolletta ed è sensibilmente influenzata dalle quotazioni internazionali degli idrocarburi alle quali è legato il suo aggiornamento trimestrale da parte dell'Autorità per l'energia.

La componente relativa alla commercializzazione della vendita al dettaglio (QVD) rappresenta circa il 4,5% della bolletta ed costituita da un valore fisso per ogni forniture (il cosiddetto "punto di riconsegna") e da un valore variabile legato ai consumi del cliente finale. Tale componente copre i costi relativi alla vendita al dettaglio, come ad esempio la gestione commerciale, i servizi al cliente etc.

La componente per il trasporto copre i costi per l'utilizzo dei gasdotti della rete nazionale e rappresenta circa il 5% della bolletta gas.

La componente per lo stoccaggio copre i costi per il servizio di "immagazzinamento" del gas, conservato in depositi sotterranei da dove viene poi prelevato per soddisfare le richieste del mercato nei diversi momenti o per far fronte a eventuali emergenze. Tale componente (QS) rappresenta circa l'1,5% della bolletta.

La distribuzione copre i costi per il servizio di distribuzione del gas naturale al cliente finale, nonché il servizio di misura, che consiste nelle funzioni di istallazione e manutenzione dei contatori, oltre che di rilevazione, registrazione dei dati di misura e interventi di natura commerciale.

La componente relativa agli oneri aggiuntivi copre la contribuzione al contenimento dei consumi gas, la compensazione degli oneri non recuperabili sostenuti dalle imprese, la compensazione degli oneri derivanti dall'attività svolta dai fornitori grossisti.

Le imposte comprendono l'accisa, l'addizionale regionale e l'IVA. L'accisa, diversificata già per le due macro zone Centro Nord e Centro Sud (territori ex CASMEZ – territori

indicati nel DPR n. 218/78) - ai sensi del D.Lgs n. 26 del 2 febbraio 2007 - varia poi anche sulla base di 4 scaglioni di consumo: 0-120 (€ 0,044/mc), 120-480 (€ 0,175/mc), 480-1560 (€ 0,170/mc), oltre 1560 metri cubi (€ 0,186/mc); L'addizionale regionale è determinata autonomamente da ciascuna regione con proprio provvedimento, tenuto conto dei limiti imposti dalla normativa generale sulle imposte.

Nelle Regioni a Statuto speciale tale addizionale assume il valore pari a € 0,00. La tabella seguente sintetizza l’incidenza dei costi infrastrutturali, di vendita, della materia prima e le

imposte nel costo di fornitura pagato, per metro cubo, dal consumatore tipo su un consumo annuo di 1.400 mc. Mentre il costo di fornitura, per 1.400 mc, per esempio nel III trimestre 2010, incide per € 646,8, le imposte

incidono per ben € 390,6. Fig. 4.16

Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo di 1.400 mc (c€/mc)

Fonte AEEG

Il costo pagato è variabile anche in funzione dell’ambito di appartenenza ed in funzione del potere energetico del gas distribuito.

La tabella seguente, elaborata per il III trimestre 2010, riporta oltre il costo della componente della tariffa, anche il provvedimento di riferimento emesso dall’AEEG.

Sulla scorta di tale tabella, il calcolo totale della tariffa, escluse le imposte, considerando lo stesso potere calorifico per ciascun ambito e per un consumo di 1.400 mc.


____________________________________________________________________________________________________________

43

Fig. 4.17

Per la trasformazione in €/mc delle componenti variabili delle tariffe in €/GJ è stato utilizzato un PCS convenzionale (PCS = 36,99 MJ/mc), ovvero PCS*GJ/mc.

I sei ambiti tariffari aggregano le singole regioni italiane secondo quanto riportato nella tabella 4.13. Tab. 4.13

Ambito nord occidentale (Valle d'Aosta, Piemonte, Liguria Ambito nord orientale (Lombardia, Trentino Alto Adige, Veneto, Friuli V. Giulia, Emilia Romagna) Ambito centrale (Toscana, Umbria, Marche) Ambito centro-sud orientale (Abruzzo, Molise, Puglia, Basilicata) Ambito sud occidentale Ambito sud-occidentale (Lazio, Campania) Ambito meridionale (Calabria, Sicilia)

AEEG

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

900,00

1000,00

Ambito nordoccidentale

Ambito nordorientale

Ambit centrale Ambito sud orientale Ambito sudoccidentale

Ambito meridionale

Condizioni economiche di fornitura nel mercato tutelato imposte escluse €/1400 mc per ambito tariffario

PCS 36,99 MJ


____________________________________________________________________________________________________________

44

5 – ENERGIA ELETTRICA

Il sistema elettrico italiano è regolato dal Decreto Legislativo 16 marzo 1999 n. 79, in base al quale l’attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita dell’energia elettrica è libera, quella di trasmissione e dispacciamento dell’energia appartiene allo Stato che l’ha affidata in concessione a TERNA S.p.A., ed infine l’attività di distribuzione è svolta in regime di concessione rilasciata dal Ministero dello Sviluppo Economico.

Gli Enti che operano nell’ambito del sistema elettrico italiano e ne determinano e regolano il funzionamento sono l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, il Gestore del Mercato Elettrico, il Gestore dei Servizi Elettrici, TERNA S.p.A. Rete Elettrica Nazionale e l’Acquirente Unico.

Dal 2001 i soggetti che producono o importano energia elettrica da fonti non rinnovabili hanno l’obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale, l’anno successivo, una quota di energia prodotta da fonti rinnovabili inizialmente fissata nel 2% della produzione eccedente i 100 GWh, al netto degli autoconsumi, della cogenerazione e delle esportazioni. Si può adempiere all’obbligo anche acquistando la quota equivalente o i relativi diritti (i cosiddetti certificati verdi) da altri produttori, consegnando al GSE i certificati verdi equivalenti alla quota da rispettare.

I diritti sono attribuiti al Gestore che, al fine di compensare eventuali fluttuazioni, può comunque acquistarli e venderli a prescindere dalla loro effettiva disponibilità.

Per gli impianti di potenza nominale superiore ad 1 MW e, per gli impianti eolici, di potenza elettrica superiore a 0,2 MW, il GSE rilascia i CV per 15 anni, moltiplicando la produzione netta di energia elettrica per alcuni coefficienti costanti, variabili a secondo della tipologia d’impianto.

Nel corso degli ultimi anni è aumentata significativamente la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili di unità di produzione a cui sono riconosciuti i CV e l’offerta di CV ha superato, a partire dal 2006 la domanda dei soggetti all’obbligo.

Questo ha portato a un sensibile allontanamento del prezzo di mercato dal prezzo di vendita del GSE, a partire dagli scambi avvenuti nell’anno 2007.

La discesa dei prezzi è continuata anche nel corso della prima parte del 2008 sulla base di un’aspettativa che vedeva permanere l’eccesso di offerta fino al 2010-2011. Per non scoraggiare nuovi investimenti nel campo della produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, il Ministero dello Sviluppo economico ha approvato il D.M. 18 dicembre 2008 che prevede, tra l’altro, che gli operatori in possesso di CV possano richiedere il rimborso a un prezzo prestabilito, pari alla media dei prezzi registrati sul mercato del GME nel triennio precedente, dei titoli in loro possesso, ogni anno e fino a giugno 2011, presentando richiesta al GSE.

Con Decreto 5 giugno 1999 del Ministero dell’Industria del Commercio e dell’Artigianato è stata individuata la Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) gestita dal GRTN - Gestore Rete Trasmissione Nazionale sino al 31 ottobre 2005, ora da TERNA, che ora ne è anche la principale proprietaria.

La pianificazione degli interventi di sviluppo della rete di trasmissione nazionale è finalizzata alla sicurezza, all’affidabilità, all’efficienza, alla continuità del servizio di trasmissione e al minor costo del servizio di dispacciamento.

Secondo quanto stabilito all’art. 3 del DM la rete è composta da: o reti elettriche di tensione nominale uguale o superiore a 220 kV; o reti o parti di reti elettriche aventi tensioni nominali comprese tra 120 e 220 kV che risultano funzionali alla

rete elettrica di trasmissione nazionale in quanto rispondenti ad almeno uno dei seguenti criteri: ü linee di trasporto che collegano la parte di rete di cui alla lettera a) a centrali di ü produzione aventi potenza nominale pari o superiore a 10 MVA, incluse le linee di riserva e quelle

necessarie per l'alimentazione dei servizi ausiliari delle medesime centrali, scelte con il criterio della minima distanza dalla rete di trasmissione nazionale;

ü linee di trasporto che sono necessariamente utilizzate in condizioni di manutenzione ordinaria o straordinaria di altre linee della rete elettrica di trasmissione o in situazioni critiche per la sicurezza o di emergenza del sistema elettrico nazionale;

ü reti o parti di reti di interconnessione con l'estero, con esclusione delle linee dirette; ü stazioni di trasformazione e di smistamento che costituiscono nodi delle reti o delle parti di reti individuate

alle precedenti lettere a) e b), con esclusione delle stazioni che hanno funzione di interconnessione con reti di distribuzione, con centrali di produzione o con altre utenze;

ü tutta l'impiantistica necessaria per la corretta conduzione ed esercizio della rete di trasmissione, nazionale, ivi inclusi i posti di teleconduzione; tali posti di teleconduzione sono elencati nell'allegato 6; sono invece esclusi gli impianti che, ai sensi dell'articolo 3, comma 4, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, devono essere conferiti al gestore della rete di trasmissione nazionale;

ü reti o parti di reti di cui alle lettere a), b), c) e d) che risultano attualmente in costruzione o per le quali sono state ottenute le necessarie autorizzazioni. Le reti elettriche a tensione superiore a 120 kV, non comprese nell'ambito della rete di trasmissione

nazionale e non costituenti linea diretta ai sensi dell'articolo 2, comma 16, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, sono considerate a tutti gli effetti reti di distribuzione, e come tali sono soggette alle norme di cui all'articolo 9 del medesimo decreto legislativo.


____________________________________________________________________________________________________________

45

Con decreto 27 febbraio 2009 del Ministro dello sviluppo economico è stato disposto il trasferimento a TERNA SpA dell’intera partecipazione detenuta da ENEL Distribuzione nella società ENEL Linee Alta Tensione (ELAT).

5.1 -La rete elettrica italiana

Con l’entrata in funzione a dicembre 2009 del SA.PE.I., il nuovo cavo a corrente continua da 500 MW che collega la Sardegna con il Centro Sud, la rete elettrica nazionale di proprietà TERNA al 31 dicembre 2009 risultava composta da 10.694 km di linee a 380 kV e 11.350 a 220 kV, per un totale di circa 22.044 km, oltre a circa 494 a 500 kV, 466 km a 400 kV, 431 km a 200 kV e 45.589 a 150-120 kV appartenenti a Terna e ad altre società.

Lunghezza delle linee elettriche a 380 e 220 kv della rete italiana di proprietà di TERNA al 31 dicembre 2009 per regione e tensione di esercizio

Tab. 5.1

380 kV 220 kV totale superficie

kmq densità m/kmq

densità m(380 kV)

/kmq

Piemonte 808 1.094 1.902 25.399 75 32

Valle d'Aosta 127 241 369 3.263 113 40

Lombardia 1.511 2.144 3.655 23.861 153 63

Trentino Alto Adige - 1.151 1.151 13.607 85 -

Veneto 603 1.269 1.872 18.392 102 33

Friuli Venezia Giulia 172 244 416 7.855 53 22

Liguria 194 397 590 5.421 109 36

Emilia Romagna 951 316 1.267 22.124 57 43

Italia Settentrionale

4.366 6.857 11.223 119.922 94 36

Toscana 1.078 378 1.456 22.997 63 47

Umbria 88 162 250 8.456 30 10

Marche 217 64 282 9.694 29 22

Lazio 1.392 355 1.747 17.207 102 77

Italia Centrale 2.774 959 3.735 58.354 64 48

Abruzzo 253 261 514 10.798 48 23

Molise 61 46 107 4.438 24 14

Campania 687 698 1.385 13.595 102 50

Puglia 1.089 163 1.252 19.362 65 56

Basilicata 297 141 438 9.992 44 30

Calabria 607 142 749 15.080 50 40

Sicilia 253 1.531 1.783 25.708 69 10

Sardegna 306 552 858 24.090 36 13

Italia Meridionale e Insulare

3.553 3.534 7.087 123.063 58 29

ITALIA 10.694 11.350 22.044 301.338 73 35 Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA


____________________________________________________________________________________________________________

46

Fig. 5.1 RETE ITALIANA A 380 KV AL 31 DICEMBRE 2009

TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia - 2009"


____________________________________________________________________________________________________________

47

Fig. 5.2 RETE ITALIANA A 220 KV AL 31 DICEMBRE 2009

TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia - 2009"


____________________________________________________________________________________________________________

48

5.2 - Sviluppo e gestione della rete elettrica - il piano di sviluppo 2010

La crescita dell’apporto da fonti energetiche rinnovabili nel settore elettrico per il raggiungimento degli obiettivi europei dovrà essere accompagnato da un significativo ammodernamento e potenziamento della rete elettrica di trasmissione e distribuzione che consenta: - il collegamento degli impianti, in particolare fotovoltaici ed eolici, per i quali il potenziale è rinvenibile prevalentemente nelle regioni meridionali e insulari, le quali non sono attualmente dotate d’infrastrutture di rete adeguate agli sviluppi attesi e auspicati; - il dispacciamento dell’energia, in particolare per i parchi eolici di notevole dimensione collegati alla rete elettrica; - la diffusione della generazione distribuita; - l’interconnessione dell’Italia, con nuove infrastrutture elettriche, con i paesi dell’Africa settentrionale e dei Balcani.

Lo stato della rete elettrica regionale è sintetizzabile in pochi punti fondamentali che aiutano a comprendere le ragioni del Piano di Sviluppo del 2010.

La produzione regionale è costituita per oltre il 90% da impianti termoelettrici e per circa il 7% da impianti da fonte rinnovabile.

Essendoci una sola interconnessione con il continente, la sicurezza del sistema elettrico siciliano viene mantenuta gestendo di norma l’isola in esportazione (nel 2008 l’export è stato pari a 848 GWh).

L’energia totale richiesta nell’anno 2008 in Sicilia è stata di 21.789 GWh, di poco inferiore rispetto al corrispondente valore del 2007 a causa della crisi economica che ha interessato l’Italia nella seconda metà del 2008 , mentre la ripartizione del fabbisogno nei diversi settori merceologici evidenzia la prevalenza di quello industriale (38%), dei consumi domestici (31%), del settore terziario (28%) e dell’agricoltura (2%).

Tale situazione nel complesso rende efficiente il sistema di trasmissione dell’energia elettrica ma sono pur sempre presenti alcune criticità che vanno risolte o per le quali bisogna prevederne possibili evoluzioni future. In particolare:

§ Il collegamento con il continente è sempre più debole (forzatura in export prevalente); § Il parco di generazione è insufficiente e non pienamente adeguato; § La rete interna non è adeguata per gli scambi di energia tra tre poli di produzione.

Inoltre risulta necessario intervenire per implementare la sicurezza nell’alimentazione nelle aree metropolitane di Palermo e Catania, migliorare la qualità del servizio a Trapani, Agrigento, Caltanissetta, Siracusa e Messina e ottimizzare le sezioni critiche per il trasporto dell’energia.

A tale scopo sono previste nuove opere che coinvolgeranno diversi ambiti territoriali e che vengono elencate di seguito (tali opere sono previste nel PdS 2010 o vengono già indicate in Piani di Sviluppo precedenti): - Elettrodotto 380 kV Sorgente - Rizziconi - Elettrodotto 380 kV Paternò - Pantano - Priolo - Elettrodotto 380 kV Chiaramonte Gulfi - Ciminna - Elettrodotto 380 kV Sorgente - Ciminna - Stazione 380/150 kV di Sorgente - Elettrodotto 220kV (in classe 380kV) Partinico – Fulgatore - Elettrodotto 380 kV Partanna - Ciminna

Regio

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l’Energ

ia

____________________________________________________________________________________________________________

49

Fig.

5.3

P

rin

cip

ali

in

terv

enti

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svil

up

po

pre

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ti n

el P

DS

2010


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50

Elettrodotto 380 kV Sorgente – Rizziconi - Il raddoppio della interconnessione tra la Sicilia e la Calabria garantisce un maggiore mutuo soccorso tra le reti delle due Regioni riducendo il rischio di separazione e isolamento dell’isola. Pertanto tale opera si rende necessaria al fine di incrementare la sicurezza di esercizio e la qualità/continuità del servizio. L’esigenza di un incremento della continuità del servizio è evidenziata anche dall’analisi delle varie disalimentazioni verificatesi sulla rete negli anni passati. Oltre il 70% dell’energia non fornita (ENF) per disservizi riguarda le regioni del Mezzogiorno e le Isole, dove le disalimentazioni in rapporto ai consumi, pesano maggiormente rispetto ad altre aree del Paese. Dalle analisi effettuate e in base alla esperienza si stima che con la realizzazione del nuovo collegamento Sorgente – Rizziconi si possa avere una riduzione dell’energia non fornita di circa 45 MWh/anno. La realizzazione del nuovo elettrodotto consentirà al contempo di razionalizzare le reti elettriche nelle suddette aree, con una importante riduzione sul territorio di elettrodotti di alta tensione. Stato ed avanzamento: A Luglio 2010 è stata ottenuta con decreto N. 239/EL-76/113/2010, l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dei tratti aerei “Sorgente - Villafranca Tirrena” e “Scilla – Rizziconi” dell’elettrodotto a 380 kV “Sorgente – Rizziconi”nonché delle relative opere connesse. A febbraio 2009 invece era stata ottenuta, con decreto N. 239/EL-76/82/2009, l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dei tratti in cavo e delle stazioni di Villafranca e di Scilla non oggetto di VIA. Il 25 Gennaio 2007 è stato firmato il Protocollo d’Intesa per la realizzazione dell’elettrodotto tra la Provincia di Messina, i Comuni interessati e Terna. Ad oggi, tre dei dodici Comuni hanno già firmato le convenzioni con Terna, gli altri sono in attesa della delibera o stanno affrontando le ultime problematicità. Elettrodotto 380 kV Paternò - Pantano - Priolo - Il collegamento si inserisce nel programma di sviluppo della rete a 380 kV della Sicilia, al fine di consentire il miglioramento dell’alimentazione dell’area di Catania e, al tempo stesso, eliminare le congestioni di rete attualmente esistenti nell’area di Priolo. Con il nuovo collegamento, sarà inoltre possibile razionalizzare le reti AT delle Province di Siracusa e Catania. L’elettrodotto nel complesso migliorerà la sicurezza dell’approvvigionamento e assicurerà maggiore continuità alla fornitura elettrica nella Sicilia orientale. Stato ed avanzamento: Nel Luglio 2008 è stato stipulato il Protocollo d’Intesa tra Regione, Province, EE.LL. e Terna. Seguiranno a breve le stipule delle convenzioni con gli EE. LL. È stato già avviato l’iter autorizzativo del progetto dell’opera. Elettrodotto 380 kV Chiaramonte Gulfi – Ciminna - L’intervento è finalizzato a creare migliori condizioni di mercato elettrico e a migliorare la qualità e la continuità della fornitura. Con la nuova linea a 380 kV nella stazione di Ciminna si installerà un autotrasformatore 380/220 kV da 400 MVA con relativi stalli. Il nuovo elettrodotto consentirà di ridurre gli attuali vincoli di esercizio delle centrali presenti nella parte orientale dell’isola migliorando l’affidabilità e la sicurezza della fornitura di energia elettrica nella Sicilia Occidentale ed in particolare nella città di Palermo. Inoltre, anche in relazione al previsto nuovo collegamento a 380 kV “Sorgente - Rizziconi”, permetterà di sfruttare maggiormente l’energia messa a disposizione dalle centrali previste in Calabria, garantendo in tal modo gli assetti produttivi più convenienti. Stato ed avanzamento: La fase concertativa da Chiaramonte Gulfi fino a Caltanissetta (Santa Caterina Villarmosa) si è conclusa con la condivisione della fascia di fattibilità di tracciato con EE.LL delle Province di Ragusa, Catania, Enna e Caltanissetta. Nel mese di Ottobre 2010 è stata condivisa la localizzazione della nuova SE 380/150 kV di S.ta Caterina Villarmosa in località “Ponte 5 archi”. La concertazione per il tratto che si estende da Santa Caterina Villarmosa fino a Ciminna è stata avviata con il Tavolo tecnico provinciale tenutosi in data 1 dicembre 2010 presso l’Assessorato dell’Energia e dei Servizi di Pubblica utilità. A partire da Gennaio 2010 seguiranno le presentazioni degli schemi di Protocollo d’Intesa per i due tratti “Chiaramonte Gulfi – S. Caterina Villarmosa” e “S.Caterina Villarmosa – Ciminna”. Elettrodotto 380 kV Sorgente – Ciminna - L’elettrodotto sarà parte integrante dell’anello a 380kV che chiuderà il territorio siciliano rendendo stabile ed efficiente tutto il sistema elettrico. Stato ed avanzamento: Sono in fase di studio e valutazione le alternative per la localizzazione della nuova stazione elettrica prevista presso Sorgente e le alternative di corridoio preferenziale. La fase concertativa deve essere avviata. Nuova Stazione 380/220/150 kV di Sorgente 2 - La nuova stazione elettrica di Sorgente 2 permetterà di intercettare alcune linee attualmente confluenti nell’attuale stazione di Sorgente e sarà possibile razionalizzare diversi chilometri di linee esistenti. In questo modo la fascia costiera risulterà maggiormente alleggerita dalla presenza degli attuali elettrodotti. Stato ed avanzamento: È stato effettuato nel mese di novembre 2010 lo studio per l’individuazione dell’area idonea ad ospitare l’impianto. A questa prima fase seguiranno dei sopralluoghi di verifica. Elettrodotto 220kV (in classe 380kV) Partinico – Fulgatore - L’elettrodotto in oggetto implementerà lo stato della rete nella Sicilia occidentale e permetterà di razionalizzare vecchie linee elettriche esistenti.


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51

Stato ed avanzamento: E’ stato realizzato il corridoio mediante procedura GIS, successivamente è stato sottoposto a verifica interna presso la struttura SRI-STV. La fase progettuale e la fase concertativa non sono state ancora avviate. Elettrodotto 380 kV Partanna – Ciminna - L’elettrodotto rafforzerà il collegamento tra Nord e Sud della Sicilia in previsione del collegamento elettrico con la Tunisia. Stato ed avanzamento: E’ stato realizzato il corridoio mediante procedura GIS. La fase progettuale e la fase concertativa non sono state ancora avviate. Altre opere:Oltre le opere descritte sopra sono previste, con l’obiettivo di realizzarle nei prossimi anni, anche altre opere comprendenti stazioni, elettrodotti e riassetti: Stazione 220 kV di Agrigento - Stazione 220 kV Noto - Stazione 220/150 kV Corriolo (ME) - HVDC Italia – Tunisia - Riassetto area metropolitana di Palermo - Interventi nell’area a nord di Catania - Elettrodotto 150 kV Mineo SE – Mineo CP - Elettrodotto 150 kV Vittoria – Gela – der. Dirillo - Stazione 150 kV Castel di Lucio (ME) 5.3 – La produzione

Nel corso del 2009 in Italia sono entrati in servizio circa 2.822 MW di nuova potenza installata. La potenza efficiente di generazione netta alla fine del 2009 era pertanto di 101.447 MW (lorda 105.186).

Tab. 5.2

ITALIA - POTENZA EFFICIENTE LORDA (dati in MW)

ANNO 2009 2008 2007

IDRICA 21.739 21.640 21.476

TERMICA 77.407 76.730 72.950

DI CUI GEOTERMICA 737 711 711

EOLICA E FOTOVOLTAICA* 6.040 3.969 2.801

TOTALE 105.186 102.339 97.227

* Compresi gli impianti fotovoltaici incentivati in conto energia. Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2009”

La produzione totale lorda è stata quantificata da TERNA in 292.641,7,9 GWh, in diminuzione del 9,2 % rispetto al 2008.

La produzione nazionale destinata al consumo ha coperto circa l’86% del fabbisogno complessivo dell’anno 2009 (contro l’88,2% del 2008).

La produzione lorda da fonti rinnovabili è aumentata del 19,2 % rispetto al 2008 raggiungendo i 69.329,9 GWh (57.666 GWh nel 2008), con un forte incremento della produzione da fonte eolica (+ 25,2 %) e fotovoltaica (quasi tre volte superiore a quello dell’anno precedente).

La produzione termoelettrica (che rappresenta il 76,9 della produzione netta totale) ha subito un calo del 13,6 %.

Tab. 5.3 PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (dati in GWh)

2009 2008 2007

PRODUZIONE LORDA 292.641,7 319.129,6 313.888,0

PRODUZIONE NETTA 281.107,3 307.064,5 301.299,0

RICHIESTA 320.268,4 339.480,9 339.928,2

SALDO ESTERO 44.959,3 40.034 46.283

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2009”


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52

Da gennaio ad agosto 2010 la produzione netta, secondo dati provvisori di Terna, è stata di 189.536 GWh a fronte di una richiesta di energia di 216.615 GWh.

Tab. 5.4 ITALIA - PRODUZIONE NETTA - anno 2009 per settori produzione (dati in GWh)

2009 2008 2007 2006

TERMOELETTRICA 216.087 250.149 254.022,7 250.170

IDROELETTRICA 52.844 46.673 37.962,3 42.883

GEOTERMOELETTRICA 5.015 5.198 5.242,8 5.208

EOLICA 6.484 4.852 4.032,3 2.964

FOTOVOLTAICA 677 193* 39* 2

TOTALE 281.107 307.064 301.299 301.256

* Compresi gli impianti fotovoltaici incentivati in conto energia. Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2009”

Per quanto concerne i combustibili utilizzati per la produzione termoelettrica, il gas naturale rappresenta circa il 66,2 % (era il 65,8 % nel 2008).

Tab. 5.5 PRODUZIONE TERMOELETTRICA PER FONTE (anni 2008-2009) GWh

2008 2009

LORDA NETTA LORDA NETTA

SOLIDI 43.073,8 39.241,6 39.745,1 35.904,4

GAS NATURALE 172.697,2 168.042,4 147.270,1 143.051,4

GAS DERIVATI 5.542,9 5.390,8 3.700,8 3.596,5

PETROLIFERI 19.195,0 17.426,0 15.878,1 14.328,1

ALTRI COMBUSTIBILI (SOLIDI) 18.230,5 17.560,5 17.626,7 16.892,7

ALTRI COMBUSTIBILI (GASSOSI) 1.672,7 1.602,9 1.814,8 1.731,8

VAPORE ENDOGENO 5.520,3 5.197,6 5.341,8 5.015,8

ALTRE FONTI DI ENERGIA 916,3 884,9 602,3 581,9

Totale 266.848,7 255.346,7 231.979,7 221.102,7

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2008-2009”

Tra le regioni che hanno maggiormente prodotto energia elettrica destinata al consumo, nel corso del 2009 ci sono la Lombardia con 44.223,0 GWh, che però ha una richiesta di 65.305,3 GWh, e la Puglia, che con una produzione di 32.616,7 GWh ed una richiesta di 18.126,5 GWh ha avuto un surplus di produzione di 14.490,2,6 GWh.


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53

DEFICIT / SUPERI DI ENERGIA NELLE REGIONI ITALIANE ANNO 2009 Tab. 5.6

Regione Deficit/superi della produzione sulla richiesta in GWh Deficit/superi della produzione sulla richiesta in percentuale

PIEMONTE - 2.601,0 - 10,1 %

VALLE D'AOSTA + 2.124,7 + 213,1 %

LOMBARDIA - 21.082,2 - 32,3 %

TRENTINO ALTO ADIGE + 4.1192,4 +64,0 %

VENETO - 15.275,3 - 50,5 %

FRIULI VENEZIA GIULIA + 574,9 + 6,1 %

LIGURIA + 3.273,3 + 48,6 %

EMILIA ROMAGNA - 5.712,4 - 20,6 %

TOSCANA - 5.224,3 - 25,1 %

UMBRIA - 1.608,6 - 28,1 %

MARCHE - 4.063,9 - 50,9 %

LAZIO - 13.154,2 - 52,5 %

ABRUZZO + 1.030,5 + 15,6 %

MOLISE +2.830,0 + 184,8 %

CAMPANIA - 9.003,6 - 48,1 %

PUGLIA + 14.490,2 + 79,9 %

BASILICATA - 1.192,6 - 38,8 %

CALABRIA + 4.193,2 + 63,6 %

SICILIA + 353,3 + 1,6 %

SARDEGNA + 896,4 + 7,6 %


Il sistema elettrico regionale siciliano, sempre caratterizzato dalla presenza di numerose centrali termoelettriche, da alcuni impianti idroelettrici di piccola taglia (l’unico di una certa dimensione è quello dell’Anapo), da cinque impianti di autoproduzione siti nell’ambito di complessi industriali e petrolchimici, registra una continua in espansione del settore dell’eolico e di quello del fotovoltaico.

La produzione di energia elettrica in Sicilia nel 2009 (lorda 23.732 GWh e netta 22.595 GWh), risulta ancora diminuzione rispetto a quella del 2008 (lorda 25.171 GWh e netta 24.116 GWh). Ancora una volta dall’analisi dei dati elaborati da Terna si evidenzia come la produzione, sebbene sempre superiore al fabbisogno regionale, abbia fatto registrare una notevole diminuzione che associata anche alla diminuzione della richiesta, abbia determinato un’ulteriore diminuzione degli esuberi destinati all’esportazione.

Fig. 5.4 PRODUZIONE E RICHIESTA DI ENERGIA ELETTRICA IN SICILIA ANNI 1973-2009 (GWh)

TERNA "Dati statistici sull’ energia elettrica in Italia - anno 2009"


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54

5.4 - Localizzazione e potenza delle centrali termoelettriche di produzione in Sicilia

Tab. 5.7 Centrali termoelettriche

CENTRALI TERMOELETTRICHE

TIPO UNITÀ Potenza efficiente

MW

Termini Imerese (ENEL Produzione) Termini Imerese (Palermo)

vapore TIM 3 110

vapore TIM 4.1 320

gas TIM 6 760

Priolo Gargallo (ENEL Produzione) Priolo Gargallo (Siracusa)

combinato PRG 1 385

combinato PRG 2 385

Augusta (ENEL Produzione) Augusta (Siracusa)

vapore AUG 1 70

vapore AUG 2 70

vapore AUG 3 70

Porto Empedocle (ENEL Produzione) Porto Empedocle (Agrigento)

vapore PEC 1 70

vapore PEC 2 70

S. Filippo del Mela (EDIPOWER) S. Filippo del Mela (Messina)

vapore SFM 1 160

vapore SFM 2 160

vapore SFM 3 160

vapore SFM 4 160

vapore SFM 5 320

vapore SFM 6 320

Trapani (ENDESA)

gas TPT 1 84

gas TPT 2 84

Termica Milazzo CIP 6 (EDISON) Milazzo (Messina)

gas TEM 1 170

ISAB Energy (ISAB Energy) Priolo Gargallo (Siracusa)

vapore STG 1 122

syngas GT 1 170

vapore STG 2 122

syngas GT 2 170

ERG Nuce Nord Priolo Produzione destinata 20

ERG Nuce Nord Priolo (ERG Petroli)

turbugas 1-12 GG 93

TOTALE 4622 Tab. 5.8 Centrali termoelettriche – autoproduttori IMPIANTO Potenza efficiente MW Erg Nuce Nord (Priolo) 359 Agip Gela 262 Erg Nuce Sud (Melilli) 72 Esso (Augusta) 29

Raffineria Milazzo 43


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55

Tab 5.9 Produzione da impianti termoelettrici per tipologia di impianto e tipo di combustibile Sicilia - 2009

Fonte Terna

5.5 –I consumi finali

La rete elettrica regionale è composta quasi esclusivamente da linee a 220 e 150 kV. Le uniche linee a 380 kV sono situate nella Sicilia orientale, e connettono Sorgente con Paternò, Chiaramonte Gulfi e Priolo, per un totale di 245,3 Km.

Il raddoppio dell’elettrodotto a 380 kV “Sorgente – Rizziconi”, parte in cavo sottomarino attraverso lo stretto di Messina e parte in linea aerea, consentirà di migliorare la sicurezza di esercizio e fornirà la necessaria riserva all’interconnessione tra Sicilia e Calabria.

Tab. 5.10 TERNA - LINEE A 380 kV IN SICILIA PER PROVINCE Km

SICILIA AG CL CT EN ME PA RG SR TP

252,9 - - 94,8 11,2 73,7 - 18,2 55,0 -

TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2009”

Tab. 5.11 TERNA - LINEE A 220 kV IN SICILIA PER PROVINCE Km SICILIA AG CL CT EN ME PA RG SR TP

1530,5 233,3 79,4 161,8 - 292,5 42 103,3 141,0 97,1

TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2009”

La distribuzione è il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione per le consegne ai clienti finali.

L’attività di distribuzione, come il resto del sistema elettrico, è regolata dal Decreto Legislativo 79/1999 ed svolta in regime di concessione previa autorizzazione rilasciata dal Ministero dello Sviluppo Economico.


____________________________________________________________________________________________________________

56

Fig. 5.5

Fonte Acquirente Unico


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57

Tab. 5.12 Lunghezza delle reti di distribuzione al 31 dicembre 2009

I consumi di energia elettrica in Italia nel 2009 sono stati di 299,9 GWh (in diminuzione del 6,0 % rispetto al

2008), con diminuzioni rispetto all’anno precedente in tutti i settori manifatturieri ed edilizio ed lievi aumenti nei settori terziario e domestico.

Il consumo medio di energia elettrica per abitante in Italia nel 2009 è stato di 4.983 kWh. Le regioni con i maggiori consumi pro capite sono il Friuli Venezia Giulia (7.306 kWh/ab) e la Sardegna (6.726 kWh/ab), le regioni con i consumi pro capite più bassi sono la Calabria (2.763 kWh/ab), la Campania (2.945 kWh/ab) e la Sicilia (3.685 kWh/ab).


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58

Tab. 5.13 Consumi di energia elettrica per abitante in italia nel 1999 e 2009 secondo regione (kWh/ab)

TERNA. “Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2009”


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59

I consumi complessivi in Sicilia nel 2009 sono stati di 18.571,4 GWh (erano19.066,6 nel 2008 e 18.942,4 nel 2007). Rispetto al 2008, si è riscontrato un lieve aumento nel settore terziario ed in quello domestico, e contrazioni di consumi nell’industria e nell’agricoltura.

Consumi in Sicilia distinti per provincia e per tipologia anno 2009 (GWh)

Tab. 5.14 TOTALE*

2008 2009**

AGRIGENTO 1.166,6 1.143,6

CALTANISSETTA 1.505,3 1.469,6

CATANIA 3.701,3 3.578,1

ENNA 394,8 395,0

MESSINA 2.556,1 2.571,4

PALERMO 3.326,5 3.296,8

RAGUSA 1.354,9 1.318,9

SIRACUSA 3.626,3 3.395,5

TRAPANI 1.288,0 1.253,8

SICILIA 18.919,8 18.422,6

* Al netto dei consumi FS per trazione. **Al netto dei consumi FS per trazione pari a 148,8 GWh. Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2009”

Fig. 5.6 Sicilia 2009 consumi totali per provincia (GWh)


Le Province che hanno fatto registrare i maggiori consumi nel 2009 sono state ancora Catania e Siracusa. Il consumo medio di energia elettrica per abitante in Sicilia nel 2009 è stato di 3.685 kWh (3.788 nel 2008)

contro i 4.983 kWh di media nazionale.

1.143,6

1.469,6

3.578,1

395,0

2.571,4

3.296,8

1.318,9

3.395,5

1.253,8

Agrigento

Caltanissetta

Catania

Enna

Messina

Palermo

Ragusa

Siracusa

Trapani


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60

Tab. 5.15 CONSUMI IN SICILIA PER ABITANTE PER PROVINCIA ANNI 2008 – 2009 CONSUMI PER ABITANTE (KWH) **

2008* 2009*

AGRIGENTO 2.563 2.513

CALTANISSETTA 5.516 5.397

CATANIA 3.437 3.298

ENNA 2.273 2.276

MESSINA 3.909 3.928

PALERMO 2.680 2.649

RAGUSA 4.381 4.202

SIRACUSA 9.090 8.429

TRAPANI 2.963 2.876

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA e dati ISTAT *popolazione al 31.12.2006 ** al netto dei consumi FS per trazione 5.6 – Consumi per settore

Fig. 5.7

SICILIA CONSUMI DISTINTI PER SETTORE ANNO 2009 (GWh)

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA.

Tab. 5.16 SICILIA CONSUMI PER SETTORE IN PERCENTUALE ANNI 2008 - 2009 2008 2009

AGRICOLTURA 2,36 % 2,21 %

INDUSTRIA 38,34 % 36,50 %

TERZIARIO 28,30 % 29,40 %

DOMESTICO 31,00 % 31,89 %


406,7

6.724,9

5.416,1

5.874,9

agricoltura industria terziario domestico


____________________________________________________________________________________________________________

61

Tab. 5.17 SETTORE AGRICOLTURA AGRICOLTURA

2008 2009

AGRIGENTO 27,5 24,4

CALTANISSETTA 17,5 15,2

CATANIA 104,4 92,9

ENNA 12,5 11,2

MESSINA 25,1 21,8

PALERMO 30,4 30,1

RAGUSA 112,7 103,6

SIRACUSA 86,7 80,6

TRAPANI 29,1 26,7

SICILIA 445,9 406,7

Tab. 5.18 SETTORE INDUSTRIA

INDUSTRIA

2008 2009

AGRIGENTO 265,2 231,4


CATANIA 1.113,4 993,5

ENNA 69,0 68,6

MESSINA 943,3 953,6

PALERMO 518,0 472,1

RAGUSA 513,2 487,4

SIRACUSA 2.609,7 2.372,4

TRAPANI 268,3 258,4

SICILIA 7.253,3 6.724,9

Tab. 5.19 SETTORE TERZIARIO

TERZIARIO*

2008* 2009**



CATANIA 1.269,9 1.281,6

ENNA 142,2 141,8

MESSINA 793,8 800,8

PALERMO 1.302,3 1.310,8

RAGUSA 352,3 348,0

SIRACUSA 433,4 445,8

TRAPANI 443,8 431,6

SICILIA 5.354,7 5.416,1

*Al netto dei consumi FS per trazione. **Al netto dei consumi FS per trazione pari a 148,8 GWh.


____________________________________________________________________________________________________________

62

Tab. 5.20 SETTORE DOMESTICO DOMESTICO

2008 2009



CATANIA 1.213,7 1.210,1

ENNA 171,0 173,3

MESSINA 793,9 795,2

PALERMO 1.475,8 1.483,7

RAGUSA 376,8 379,9

SIRACUSA 496,5 496,6

TRAPANI 546,8 537,1

SICILIA 5.865,9 5.874,9

Tab. 5.21 SICILIA CONSUMI NEL SETTORE RESIDENZIALE PER ABITANTE PER PROVINCIA

ANNI 2008-2009

SETTORE TERZIARIO + DOMESTICO PER ABITANTE (KWh) **

2008* 2009*

AGRIGENTO 1.920 1.951

CALTANISSETTA 1.958 2.082

CATANIA 2.306 2.297

ENNA 1.803 1.816

MESSINA 2.428 2.438

PALERMO 2.238 2.245

RAGUSA 2.357 2.319

SIRACUSA 2.331 2.339

TRAPANI 2.279 2.222

SICILIA 2.237 2.241

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA e dati ISTAT *popolazione al 31.12.2006 ** al netto dei consumi FS per trazione

Tab. 5.22 RIEPILOGO CONSUMI FINALI IN SICILIA 2009 GWh OPERATORI DEL MERCATO

ELETTRICO1 AUTOPRODUTTORI REGIONE

AUTOCONSUMI 13,1 2.323,2 2.336,3

MERCATO LIBERO2 9.269,7 - 9.269,7

MERCATO TUTELATO 6.965,4 - 6.965,4

TOTALI 16.248,3 2.323,2 18.571,4

1) Produttori, distributori e grossisti 2) Compreso il “servizio di salvaguardia”



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63

5.7 – Il costo dell’energia elettrica

Nel corso del 2009 il prezzo di acquisto dell’energia elettrica, sia a causa della riduzione dei consumi e del ridimensionamento del prezzo del Brent che all’installazione di nuova capacità produttiva, si è riportato ai valori del 2005 assestandosi su un prezzo medio annuale di 63,72 €/MWh.

Il Nord è stato in media la zona meno costosa (60,82 €/MWh), mentre la Sicilia è sempre stata la zona di mercato con il più alto prezzo di acquisto dell’elettricità con una media di 88,09 €/MWh, seguita solo dalla Sardegna (82,01 €/MWh).

Con la delibera 29 dicembre 2009, l’Autorità dell’Energia Elettrica e il Gas ha disposto l’aggiornamento annuale delle tariffe elettriche a copertura dei costi relativi alle infrastrutture di rete e misura (servizi di trasmissione sulle reti in altissima tensione, distribuzione locale e misura). Le tariffe relative a tali servizi sono state riviste su base annuale, prevedendo:

• la riduzione, in termini reali, della parte di tariffa che remunera i costi operativi, secondo il meccanismo del price cap;

• l’adeguamento della restante parte della tariffa, a copertura di ammortamenti e remunerazione del capitale investito, per tener conto dei nuovi investimenti realizzati, a favore della sicurezza, della concorrenza e della qualità dei servizi.

La tariffa media nazionale a copertura dei costi di trasmissione, distribuzione e misura per l’anno 2010 ha subito, complessivamente, un aumento rispetto all’anno 2009 pari al 3,0%, passando da 2,188 c€/kWh a 2,253 c€/kWh.

Tav. 5.23 TARIFFE MEDIE ANNUALI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE, DISTRIBUZIONE E MISURA (c€/kWh)

AEEG “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta – 2009”

Fig. 5.8 PREZZO DI ACQUISTO SU MGP IN ITALIA 2008 – 2010 MWh

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati del Gestore del Mercato Elettrico S.p.A.

40

50

60

70

80

90

100

110

2008 86,24 81,49 74,54 80,62 80,09 83,49 97,32 90,95 97,23 99,07 87,65 84,87

2009 83,45 76,95 69,10 58,36 58,51 51,82 60,50 71,07 69,49 57,63 53,93 57,39

2010 63,45 62,55 62,82 61,31 59,36 60,20 70,90 69,91 66,55 65,78

genn. febbr. mar. apr. magg. giu. lugl. ago. sett. ott. nov. dic.


____________________________________________________________________________________________________________

64

Fig. 5.9 PREZZI MEDI DI VENDITA ZONALI IN SICILIA GENNAIO – DICEMBRE 2009

E CONFRONTO CON IL PUN €/MWh

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati del Gestore del Mercato Elettrico S.p.A

In Sicilia per tutto il 2009 si sono avuti prezzi medi mensili dell’elettricità decisamente superiori al PUN, partendo nel mese di gennaio da i 112,57 €/MWh contro gli 83,45 €/MWh del Pun e mantenendo, durante l’anno, una media di 25 €/MWh più del PUN.

Fig. 5.10 PREZZI MEDI DI VENDITA ZONALI IN SICILIA GENNAIO 2009–OTTOBRE 2010 E CONFRONTO CON IL PUN - €/MWh

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati del Gestore del Mercato Elettrico S.p.A

Fig. 5.11 PREZZI MEDI DI VENDITA ZONALI IN SICILIA ANNI 2007-2010 - €/MWh

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

SICILIA 112,57 86,69 78,09 78,21 88,42 78,68 89,49 97,13 99,89 75,47 82,66 89,25

PUN 83,45 76,95 69,10 58,36 58,51 51,82 60,50 71,07 66,49 57,63 53,93 57,39


50

60

70

80

90

100

110

120

gen-09feb-09m

ar-09apr-09m

ag-09giu-0

9lu

g-09

ago-09set-0

9ott-09nov-0

9dic-09gen-10feb-10m

ar-10apr-10m

ag-10giu-1

0lu

g-10

ago-10set-1

0ott-10

SICILIA PUN


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65

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati del Gestore del Mercato Elettrico S.p.A.

5.8 - Dati statistici quadro generale - Terna

I consumi finali di energia elettrica della Sicilia sono stati nel 2009 pari a 18.571 GWh, rappresentando rispetto all’Italia una quota pari a circa il 6%, a fronte di un 8% in termini di popolazione. La Regione presenta valori inferiori a quelli nazionali sia in termini di livello di reddito medio sia in termini di consumi totali per abitante, diversamente risulta non lontano da quello medio nazionale il valore del consumo domestico pro capite, mentre è più elevato quello dell’intensità elettrica del PIL. Fig. 5.12 Andamento annuale degli indici della richiesta di energia elettrica e del PIL in Sicilia

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

2007 82,23 75,13 65,27 58,55 68,40 77,73 88,76 73,77 77,91 79,47 114,37 92,42

2008 102,80 99,40 74,54 103,08 132,13 117,98 153,77 156,21 145,64 132,53 109,49 105,91

2009 102,80 86,69 78,09 78,21 88,42 78,68 89,49 97,12 99,89 75,47 82,66 89,25

2010 97,73 106,14 78,26 78,34 110,70 97,40 88,96 91,16 83,18 93,03



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66

Tab. 5.24 Indicatori socio economici - 2009

L’intensità elettrica del PIL regionale è superiore a quella dell’Italia (250 contro 211 kWh/1000 €) e ciò è dovuto al valore dell’intensità del settore industriale il cui dato regionale è superiore del 44% rispetto a quello nazionale. Assai più bassa della media nazionale risulta invece l’intensità del settore agricolo e leggermente inferiore anche quella del Terziario. Tab. 5.25 Intensità elettrica - 2009

I dati precedenti mostrano che la Sicilia ha comunque una situazione, dal punto di vista dei consumi elettrici, non troppo diversa da quella dell’Italia. L’analisi dell’evoluzione delle grandezze di interesse nell’ultimo decennio consente, però, di approfondire ulteriormente gli elementi di diversità. Nel periodo 1999-2009 la richiesta elettrica regionale è cresciuta ad un tasso superiore a quello nazionale (tasso medio annuo di crescita4 +1,3% contro +1,1%). Mentre i consumi regionali nel settore industriale sono diminuiti più lentamente rispetto a quelli nazionali (-0,6% contro -0,7%), i consumi del terziario in Sicilia sono cresciuti più lentamente rispetto all’Italia (+4,1% contro +4,3%). Inoltre la riduzione regionale dei consumi del settore agricolo (-0,6%) è in disaccordo con quello che è invece il tasso di crescita nazionale (+1,9%). Considerando le variabili economiche nello stesso periodo, iI PIL regionale è cresciuto ad un tasso medio annuo equivalente a quello nazionale (+0,5%). Tale variazione risulta dall’aumento del valore aggiunto del Terziario (+0,8% medio annuo per la Sicilia e +1,1% per l’Italia); mentre si ha una riduzione sia per il valor aggiunto dell’Agricoltura (-0,7% medio annuo, valore prossimo a quello nazionale -0,8%) sia per il valor aggiunto dell’Industria (-1,2% contro -0,9%).


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67

Fig. 5.13 Tasso medio annuo di crescita 1999-2009

Fig. 5.14 Bilancio elettrico - Sicilia - 2009


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68

Fig 5.15 Consumi industriali per classi merceologiche - Sicilia - 2009

Fig. 5.16 Consumi del settore terziario per classi merceologiche - Sicilia - 2009


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69

6 – FONTI RINNOVABILI

Le fonti energetiche rinnovabili sono le fonti energetiche non fossili: eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas (Art. 2 Direttiva 2001/77/CE)

Il decreto legislativo del 29 dicembre 2003, n. 387 dà attuazione alla direttiva comunitaria n. 77/2001 sulla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’energia.

L’art. 12 del decreto estende alle fonti rinnovabili il principio dell’autorizzazione unica e del procedimento unificato già introdotto per gli impianti termoelettrici e per le linee di trasmissione elettriche rispettivamente dalla legge n. 55/2002 e dalla legge n. 290/2003.

Tale articolo razionalizza e semplifica le procedure autorizzative per la costruzione e per la gestione di impianti per la generazione di energia elettrica alimentati da fonti energetiche rinnovabili.

Per quanto riguarda il settore elettrico, i principali meccanismi di sostegno in vigore per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili sono i seguenti: - incentivazione dell’energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili con il sistema dei certificati verdi, basato su una quota d’obbligo di nuova produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili; - incentivazione con tariffe fisse omnicomprensive dell’energia elettrica immessa in rete dagli impianti a fonti rinnovabili fino a 1 MW di potenza (0,2 MW per l’eolico), in alternativa ai certificati verdi; - incentivazione degli impianti fotovoltaici e solari termodinamici con il meccanismo del “conto energia”; - modalità di vendita semplificata dell’energia prodotta e immessa in rete a prezzi di mercato prestabiliti; - possibilità di valorizzare l’energia prodotta con il meccanismo dello scambio sul posto per gli impianti di potenza sino a 200 kW; - priorità di dispacciamento per le fonti rinnovabili; - collegamento alla rete elettrica in tempi predeterminati ed a condizioni vantaggiose per i soggetti responsabili degli impianti.

In base a quanto previsto dal PEARS, adottando lo scenario intermedio con azioni di Piano, i risultati ottenibili nel breve periodo in termini di risparmio di fonti primarie, corrisponderebbero al 3,3% circa del consumo interno lordo totale della Regione Sicilia nel 2004.

Per quanto attiene alla potenza elettrica efficiente ottenibile sfruttando fonti rinnovabili nel breve periodo si può indicare un totale di un 1.800 MWe, di cui un 950 MW eolici; un 730 MW idroelettrici; un 55 MW fotovoltaici.

La produzione elettrica annua attesa è di circa 1.700 GWh. Considerato il totale della produzione derivante dallo sfruttamento delle fonti rinnovabili si arriverebbe alla quota del 8,1% rispetto al 2004.

Nel medio periodo la quota complessiva di risparmio di fonti primarie salirebbe al 5,6% rispetto ai consumi attesi nel 2012. Se si considera anche il contributo derivante dalla termovalorizzazione dei rifiuti tale percentuale salirebbe al 6,7%. La potenza elettrica installata risulterebbe di circa 2.345 MWe, di cui un 1.500 MW eolici; un 735 MW idroelettrici; un 60 MW fotovoltaici; un 50 MW biomasse. La produzione attesa è di 2.750 GWhe corrispondenti all’11,2% dei consumi di energia elettrica al 2012. Tab. 6.1 PEARS - Contributo delle energie rinnovabili al conseguimento degli obiettivi di riduzione del consumo interno lordo di energia primaria ed di emissioni con azioni di piano*


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70

La tabella sotto riportata mostra i valori a livello regionale della produzione effettiva dell’anno 2009 e di quella calcolata considerando la normalizzazione della produzione idroelettrica e eolica per le singole Regioni. Dei 63.422 GWh, il 62% è riconducibili alle Regioni del Nord Italia con in testa la Lombardia che rappresenta il 17,9%.

Come conseguenza, il rapporto fra la produzione rinnovabile normalizzata e il CIL, riportato in tabella, rappresenta il parametro preso come riferimento dalla stessa direttiva per fissare il target del settore elettricità.

Per ogni Regione italiana è stato calcolato il Consumo Interno Lordo, che per l’anno 2009 è pari a 333.296 GWh. Le Regioni con i valori più elevati sono Lombardia (66.958 GWh) e Veneto (31.108 GWh). Nelle Regioni della Valle d’Aosta e del Trentino Alto Adige, a causa della grande produzione idroelettrica la quota rinnovabile è superiore al 100%.

Nell’ultima colonna è stato riportato il rapporto tra il valore della produzione rinnovabile normalizzata e il CIL regionale, denominato “Quota rinnovabile regionale” valutato secondo quanto previsto dalla Direttiva 28/2009/CE .

Tali valori rappresentano una indicazione utile nell’ottica futura di “burden sharing” regionale delle rinnovabili nel settore elettrico in particolare in attuazione del cosiddetto “pacchetto clima-energia 20-20-20».

il pacchetto clima-energia si propone di conseguire i seguenti obiettivi per il 2020: ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra, portare al 20% il risparmio energetico e aumentare al 20% il consumo di fonti rinnovabili. Il pacchetto comprende provvedimenti sul sistema di scambio di quote di emissione e sui limiti alle emissioni delle automobili.

Tab. 6.2 Rapporto produzione FER/CIL per Regione nel 2009

Fonte GSE 6.1 - L’apporto delle rinnovabili in Sicilia al raggiungimento dell‘obiettivo 17/20/20 (ENEA - Agenzia

per le Nuove Tecnologie, l’Energia e lo Sviluppo economico sostenibile - Centro di Consulenza Energetica della Sicilia)

La Sicilia, come visto, presenta un sistema energetico relativamente articolato, considerata la presenza di risorse primarie estrattive e di impianti di trasformazione energetica e raffinazione. In particolare si produce in Sicilia il 15% circa degli idrocarburi nazionali (petrolio greggio circa il 13% e Gas circa il 1,6 %) e si raffina il 40% dei prodotti petroliferi nazionali, con il carico e l’impatto ambientale che ne derivano. Il quadro di ripartizione, relativo alla produzione di Fonti energetiche primarie, nella seconda meta del decennio 2000-2010, vede una produzione di Greggio di circa 0,7 Mtep e quella di Gas di 0,35 Mtep, e una produzione endogena idroelettrica ed eolica che raggiunge 0,5 MTep per un totale di circa 1,5 Mtep, corrispondente al 10% circa del fabbisogno siciliano per usi energetici.

Di contro, il Consumo interno lordo risulta fra i 18 e i 20 MTep/anno, dovuto, anche alla significativa presenza di raffinerie e di industrie petrolchimiche. Rilevante l’incidenza dei prodotti petroliferi (46%) sull’energia elettrica (36%) e sul gas naturale (14,5%) (in crescita) e un’importazione di prodotti petroliferi ancora superiore al


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71

93%. I Consumi lordi per usi energetici ammontano mediamente a circa 14-15 dei 18-20 MTep complessivi prima indicati.

In campo elettrico, nel 2009, la voce consumi finali, al lordo di perdite in rete e pompaggi (2.904 + 766,6 GWh), segna 22.595,3 GWh, 5.875 dei quali nel domestico (32%), poco meno (5.416) nel terziario (29%), 6.724 nell’industria (36%) (in leggera flessione rispetto ai 7.253 GWh del 2008), solo 406 GWh in campo agricolo e un’esportazione verso il continente di 353,3 GWh, veicolata attraverso il collegamento di Messina.

Alla voce produzione elettrica, nell’anno 2009, è risultato ancora in aumento il contributo, non più marginale, delle fonti rinnovabili sulla produzione lorda (al netto dell’esportazione 23.732,5 - 353,3 = 23.739,2 GWh). Si hanno infatti rispettivamente eolico 1.444 GWh (6,2%), idroelettrico 687,3 GWh (3%) e fotovoltaico 33,3 GWh (0,15%).

Dal punto di vista della potenza elettrica netta installata, a fine 2009 risultavano 4.566 MW termoelettrici (in calo rispetto ai 5.348 MW del 2008), 721,2 idroelettrici, 1.147,9 MW eolici e circa 44,4 MW fotovoltaici. Nel 2010, la potenza eolica (autorizzazioni fino al 2008 ante e post art. 12 DLgs 387/2003) ancora da realizzare o connettere, si può stimare in altri 500 MW. A fine 2010, in aggiunta, in considerazione dello sforzo organizzativo del competente Ufficio regionale, La potenza autorizzata di fotovoltaico, biomassa, cogenerazione e della centrale “Archimede” di ENEA ed ENEL, si può stimare in ulteriori 600 MW.

Già con una quota di tali impianti, allacciati entro il 2012, che portasse a 2300 MW la potenza in esercizio, la produttività complessiva sarebbe cautelativamente valutabile in circa 3,5 TWh/anno, approssimativamente, il 15-16% del fabbisogno elettrico siciliano; superiore a quanto previsto, ove si ricordi che il PEARS indica in circa 2,75 GWh l’apporto delle rinnovabili al 2012 nello scenario IAP, circa l’11,5% sul fabbisogno di elettricità.

Dal punto di vista dell’obiettivo del 17% al 2020 da fonti rinnovabili sul consumo interno lordo energetico, trascurando, al momento, eventuali impegni sovraregionali della Sicilia, la quantità di energia anzidetta (circa 0,8 Mtep) nella credibile ipotesi di una costanza del fabbisogno lordo energetico (si ipotizza un incremento di circa 1-2 Mtep al 2020 passando dai circa 15 Mtep/anno del 2009 a 16-17 Mtep/anno) rappresenterebbe, da sola, una quota compresa tra i 4,5 e il 5%.

Andranno, in effetti, considerati, l’obbligo a seguire una traiettoria di avvicinamento al 2020 ma anche il contributo che daranno le altre fonti rinnovabili d’energia in altri settori (es. Trasporti) e l’apporto che dovrà darà

l‘incremento di efficienza (20%) che sempre la stessa Direttiva 2009/28/CE impone. Qualora, cautelativamente, non si considerassero apporti come quello dell’eolico off-shore o quello dei biocombustibili nel settore dei trasporti, una prima stima indica in circa 7.000 MW la potenza complessiva (si è ipotizzato da fotovoltaico e/o eolico) necessaria al raggiungimento dell’obiettivo del 17% su fabbisogno lordo energetico, con un incremento, quindi, di circa 4.500-5.000 MW, rispetto a quella fin qui autorizzata.

Per quanto riguarda le emissioni di CO2eq, queste, come visto, si stimavano nel 1990 in circa 42 Mton/anno mentre nel 2004 in circa 46 Mton/anno, considerata, come detto, la presenza di molte industrie ad elevata intensità energetica, fra cui cinque raffinerie

attive che incidono per il 40% sulla capacità di raffinazione nazionale, nonché di stabilimenti petrolchimici, nel complesso, tipologie industriali primarie ed Energy intensive, al servizio del Paese. La stima del PEARS nello scenario IAP, indica in 2,6 MtCO2 l’obiettivo al 2012.

Tab. 6.3


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72

Si consideri, per semplicità, come in precedenza, il contributo dei soli grandi impianti a FER autorizzati al

2010 e presumibilmente realizzati entro il 2011 o il 2012, e si prendano a riferimento le emissioni totali del 1990 e anche quelle dell’anno 2004 prima riportate.

Tab. 6.4

Anno di riferimento

Emissione complessiva CO2 Sicilia [Mton/anno]

20% in meno (rispetto ai valori

2004 o 1990) [Mton/anno]

Riduzione con impianti

autorizzati [Mton/anno]

% sull'obiettivo del 20 % in meno

2004 45,7 9,14 1,775 19,42%

1990 42,5 11,7 1,775 15,17%

Come di vede dalla tabella, in tali ipotesi, l’analisi, seppure approssimata, indica una riduzione di circa 1,8

Mton di emissioni di CO2, valore, naturalmente, inferiore a quello indicato dal PEARS (il Piano fa riferimento anche ad altre Azioni per la riduzione delle emissioni) e che rappresenterebbe il 19% circa rispetto all’obiettivo di 9,14 Mton (20% del valore 2004) ma rappresenta il 15% dell’effettivo, obbligatorio, obiettivo di riduzione fino ad un valore pari allo 80% delle emissioni registrate nel 1990. 6.1.1 - Le ricadute economiche locali

Le considerazioni sulle ricadute economiche locale e sulla sostenibilità dello sviluppo, portano, inevitabilmente, a una riflessione sulla programmazione energetica e, quindi, sui termini di recepimento delle indicazioni contenute nelle recenti Linee guida nazionali all’autorizzazione degli impianti. Come detto, il 3 febbraio del 2009, dopo un’attesa di 18 anni (vedi art. 5 della Legge 9 gennaio 1991 n. 10 – Legge 10/91) e grazie, in primo luogo, all’impegno dei tecnici della Regione e delle Università siciliane ha visto la luce il Piano Energetico Ambientale Regionale Siciliano (PEARS).

Il Piano e la Delibera d’approvazione contengono importanti indicazioni e vincoli operativi e prestano la massima attenzione allo sviluppo delle fonti rinnovabili. Fotovoltaico, eolico, produzione da biomassa, cogenerazione, un Polo industriale mediterraneo per la ricerca e lo sviluppo, una filiera sul solare, sono tutti termini che ricorrono con insistenza nel PEAR e nelle linee d’azione. Il Piano dedica, inoltre, una particolare attenzione al vettore e alla tecnologia dell’Idrogeno e traguarda una corretta “democrazia” energetica. Il modello energetico cui mira è, infatti, quello decentrato e interattivo, basato sul passaggio ad apparati di produzione convenzionale più efficienti ed ecocompatibili e sul sostanziale sviluppo delle fonti rinnovabili di piccola taglia e della cosiddetta “edilizia a energia positiva”, con un sistema a reti intelligenti e smart grid, per la gestione dei flussi di elettricità e di idrogeno.

Ma l’obiettivo politico non può che essere la sostenibilità dell’economia e della socialità locali con il contributo dell’industria delle rinnovabili e di quella dell’efficienza energetica.

Il giovane Piano Energetico, tuttavia, pur prefigurando una giusta, migliorabile, visione di sviluppo, fatta di intelligenti scenari e importanti, “democratici”, indirizzi, rischia di essere vanificato, in buona parte, da norme ed indicazioni, in alcuni casi poco condivisibili e, da scelte operative, per forza di cose, effettuate in precedenza, in assenza di analisi e di una vera programmazione e, soprattutto, prima dello sviluppo tumultuoso e speculativo, che incentivi e grid-parity forzata, hanno fatto registrare, in Sicilia, al mercato delle fonti alternative e, in particolare, in quello degli impianti eolici e fotovoltaici di grande taglia.

Occorre pure precisare come la Sicilia, nel campo delle autorizzazioni alla realizzazione dei grandi impianti eolici, sia allineata a regioni come la Puglia

I MW fin qui autorizzati, buona parte dei quali già in esercizio, hanno già prodotto e produrranno, nell’isola, investimenti per quasi 3,5 miliardi di euro e comporteranno un ritorno economico lordo almeno triplo, nei 15 o 20 anni di validità di “Certificati Verdi” e di “Conto Energia”.


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73

6.1.2 - La fragilità regionale

La carenza, tuttavia, di capitali e investitori siciliani, di industrie locali di produzione di macchine ed impianti, e in presenza di uno sperequato, grado di partecipazione a utili e guadagni d’impresa, da parte dei detentori primi della risorsa energetica, siano essi i proprietari dei terreni o i comuni e la Regione, il ritorno economico territoriale risulta davvero irrisorio se non addirittura nullo, se si considerano le richieste di risarcimento per ritardi nell’autorizzazione alla realizzazione dell‘impianto.

Si pensi, ad esempio, che per la installazione di una macchina eolica da 1.000 kW, dal costo di 1,0 - 1,3 Milioni di euro, intervento che, fra vendita dell’energia e Certificati Verdi, comporta un incasso lordo mediamente non inferiore ai 300.00-350.000 €/anno per 15 anni, viene riconosciuto un canone d’affitto del terreno di circa 3.500 - 4.500 €/anno ed un comparabile benefit per le casse comunali.

Nel caso del fotovoltaico, al canone annuale di 5.000 euro per ettaro, riconosciuto al proprietario del terreno e a fronte di una spesa di circa 3.2 Milioni di euro per la realizzazione di un impianto da 1.000 kW di picco (circa 1-1,5 ettari di superficie), corrisponde un incasso lordo che supera i 700.000 euro/anno, fra vendita dell’energia e incentivazione del conto energia, per 20 anni.

Tutto ciò con, naturalmente, l’ammortamento fiscale del costo degli impianti, scontabile in circa 10 anni e, in alcuni casi, con, addirittura, l’acquisto del terreno a cifre corrispondenti a tre canoni annuali (15.000 €/ettaro).

Le richieste di Autorizzazione presentate alla Regione in Sicilia, così come quelle in Puglia, sommano numeri impressionanti: 14.000 MW di potenza elettrica 7-8 GW di impianti eolici e circa 5-6 GW di fotovoltaici, soltanto in Sicilia. La produzione teoricamente connessa alle domande e, purtroppo, ipotetica, stanti gli attuali limiti di immissione in rete e di gestione delle fonti non programmabili, ammonterebbe a più di 20.000 GWh/anno, bastevole, in altre parole, alla copertura del fabbisogno elettrico dell’isola. I connessi investimenti, ipotetici anch’essi per i motivi anzidetti e per i forti interessi speculativi derivanti e legati, esclusivamente, alla presenza degli incentivi del Conto Energia e dei Certificati Verdi, potrebbero ammontare a più di 20-25 Miliardi di Euro, anche alla luce della riduzione del costo degli impianti.

6.1.3 - La criticità

In questo senso, la situazione attuale appare certamente delicata. I “Bacini” di energia rinnovabile, per chiamarli con la dicitura della Legge 10 del lontano 1991, i “pozzi di

petrolio bianco” ancora disponibili, non sono grandi. Per rispettare, come visto, il cosiddetto “Burden sharing“ (la suddivisione regionale dei quantitativi nazionali di efficienza energetica, di fonti rinnovabili e di quote di riduzione delle emissioni di CO2) potrebbe risultare necessario installare una quantità di eolico da 5 a 6 volte superiore a quella già in esercizio al 2009. Come pure anticipato, ci sono, tuttavia, ostacoli di varia natura alla realizzazione.

Un primo ostacolo è rappresentato dall’impossibilità attuale di connettere alle reti elettriche una significativa potenza non programmabile, aleatoria, come quella eolica o fotovoltaica. La potenza convenzionale, idro e termoelettrica, complessiva siciliana, utile ai fini del bilanciamento della rete, ammonta a circa 5.000 MW, a parte la ormai insufficiente connessione di Messina con la rete nazionale. Nel prossimo futuro, il miglioramento delle connessioni trans regionali, “reti intelligenti” e sistemi di generazione smart grid e accumuli e bilanciamenti ad idrogeno, aiuteranno a superare i limiti attuali.

Altri ostacoli potrebbero essere quelli, di ordine finanziario, legati alla durata dei programmi d’incentivazione e ai meccanismi d’aiuto che, come abbiamo visto, rendono conveniente e speculativo l’investimento.

Non vanno dimenticati, infine, i problemi, normativi, legislativi e di autorizzazione, legati all’indubbio impatto ambientale che impianti eolici e fotovoltaici, di grande dimensione, presentano, in un territorio, quello siciliano, in cui ricchezze ambientali, architettoniche ed archeologiche sono anch’esse di assoluto rilievo ed interesse storico, culturale, economico, turistico e, quindi, occupazionale.

Nel perdurare, allora, nelle future realizzazioni impiantistiche, dell’attuale, scarso, non etico, grado di partecipazione di industria e finanza siciliane al business delle rinnovabili, verrebbe a mancare quella dimensione “sociale locale”, essenziale presupposto per uno “sviluppo sostenibile”. Sono a rischio, quindi, obiettivi e ricadute economiche auspicate dal PEARS e i “poli” e le “filiere industriali”, per sviluppare i quali sono previste e attestate, significative risorse finanziarie dalla Programmazione POR Sicilia 2007-2015 e il cui decollo è necessario per capitalizzare, localmente, anche attività e occupazione, utilizzando al meglio i “bacini territoriali” di energia rinnovabile e quelli di efficienza energetica dei quali parlavano già Piano Energetico Nazionale del 1989 e Legge 10/91.

6.2 Produzione e distribuzione degli impianti a fonte rinnovabile

Il 54% della produzione rinnovabile nell’Europa dei 15 è idroelettrica, seguita dall’eolico con il 24%, le biomasse e rifiuti con il 19%, il solare fotovoltaico con il 3% ed il geotermico con l’1%.

L’idroelettrico è presente per oltre l’80% del mix rinnovabile del paese in Austria, Svezia e Francia, mentre l’eolico si presenta in Danimarca e Irlanda con punte rispettivamente del 67% e 73%. La Spagna e la Germania, pur essendo i paesi con maggior produzione da eolico, si assestano sul 51 e 40%.


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74

Gli impianti a biomasse e rifiuti sono principalmente utilizzati nei paesi come il Belgio (70%), l’Olanda (56%) ed Regno Unito (44%). Germania e Spagna superano i 6 TWh di fotovoltaico, mentre il Geotermico è rilevante solo in Italia con oltre 5 TWh.

L’Italia con i suoi 69 TWh si pone al 5° posto tra i paesi dell’UE15 per produzione lorda di energia elettrica rinnovabile, dopo la Germania, la Svezia, la Spagna e la Francia. Gran parte della crescita italiana (67%) è spiegata dall’aumento della produzione idroelettrica che raggiunge i 49 TWh (+18% rispetto al 2008) grazie alle favorevoli condizioni di idraulicità registrate nell’ultimo anno.

Fig. 6.1

Produzione lorda di energia elettrica da FER dell’UE15 per fonte nel 2009

Fonte GSE

A dicembre 2009, la potenza installata in Italia in impianti alimentati da fonti rinnovabili è pari a 26.519 MW, più 11 % rispetto al 2008.

Nel 2009 la produzione lorda di energia elettrica degli impianti da fonti rinnovabili in Italia è stata di 69.329,9 GWh, + 19 % rispetto ai 59.720,0 del 2008, portando al 20,8%, dal 16,5% dell’anno precedente, l’incidenza della produzione da fonti energetiche rinnovabili rispetto al consumo interno lordo.

Come gli anni precedenti, si è registrato un aumento in tutti i settori di produzione tranne in quello geotermico.

La Sicilia ha contribuito con 1.695,1 GWh, (erano stati 1.200,5 nel 2008) prodotti prevalentemente da fonte eolica 1.444,4 GWh (1.044,0 nel 2008).


____________________________________________________________________________________________________________

75

Tab. 6.5 IMPIANTI DA FONTI RINNOVABILI IN ITALIA

Fonte GSE

Tab. 6.6

Produzione degli impianti da fonte rinnovabile in Italia

Fonte GSE


____________________________________________________________________________________________________________

76

6.3 - Produzione e distribuzione regionale degli impianti a fonte rinnovabile

La distribuzione regionale del numero di impianti rinnovabili presenti sul territorio nazionale evidenzia che dei 74.282 impianti presenti in Italia alla fine del 2009, ben 71.288 (il 96%) sono fotovoltaici.

In particolare in Lombardia (15,2%) c’è il numero maggiore di impianti, seguita dal Veneto (9,6%) e dall’Emilia Romagna (9,2%). Nell’Italia centrale Toscana e Lazio presentano i valori più alti, rispettivamente 6,9% e 5,9%. Tra le Regioni meridionali la Puglia detiene il primato con 7,3%. Sicilia e Sardegna mostrano valori affini, rispettivamente del 5,7% e del 5,2%.

In termini di potenza la Lombardia continua a detenere il primato tra tutte le Regioni con il 20,9% del dato nazionale; a seguire il Trentino Alto Adige con il 12,1% ed il Piemonte con il 9,9% di potenza istallata. La Toscana rimane la Regione con maggior potenza istallata nel Centro Italia, mentre nel Sud Italia e sulle Isole il dato è abbastanza uniforme (intorno al 5% per ogni Regione). Uniche eccezioni sono la Basilicata ed il Molise con 1,6 e 1,4% di potenza.

La distribuzione regionale della produzione rinnovabile totale presenta una demarcazione piuttosto netta tra le Regioni dell’Italia settentrionale ed il resto delle Regioni peninsulari ed insulari. Il 63% della produzione rinnovabile proviene infatti dal Nord. In particolare si segnalano le alte quote della Lombardia (17,4%) e del Trentino (14,6), a cui fanno seguito Piemonte e Toscana. L’Italia centrale, tranne l’eccezione della Toscana con 9,3%, presenta un quadro abbastanza omogeneo: i valori sono analoghi ed al disotto del 3%.Tra le Regioni meridionali è la Calabria a spiccare sulle altre con il 4,5%. Sicilia e Sardegna mostrano valori affini, rispettivamente del 2,4% e del 2,2%.

La ripartizione percentuale della potenza degli impianti eolici mostra che nell’Italia settentrionale gli impianti sono scarsi e di potenza molto limitata rispetto al totale nazionale. La Puglia detiene il primato con 23,5%, seguita dalla Sicilia con 23,4%. Le Regioni meridionali rappresentano oltre il 98% del totale nazionale, con un balzo in avanti della Calabria che rispetto al 2008 ha più che raddoppiato la potenza installata. Sicilia e Sardegna assieme costituiscono circa il 36% del totale nazionale.

La ripartizione regionale della produzione eolica presenta valori molto elevati nelle Regioni meridionali e nelle Isole, mentre nelle Regioni settentrionali i valori sono molto bassi o assenti. Il motivo, come già descritto in precedenza, è da ricondursi all’assenza di potenza installata in molte Regioni del Nord e, ove presente, alla limitata dimensione degli impianti dislocati sul territorio. La Puglia detiene il primato di produzione superando quota 25,8% e insieme alla Sicilia totalizza quasi il 50% di produzione eolica in Italia. La Campania e la Sardegna seguono, con quote rispettivamente del 18,0% e dell’10,9%. Sempre in evidenza il valore percentuale di produzione della Calabria che è quasi triplicato rispetto a quello del 2008.

Per quanto quanto riguarda la distribuzione regionale della produzione idroelettrica, essa presenta valori molto elevati nelle Regioni settentrionali, mentre nelle Regioni meridionali e nelle Isole i valori sono molto bassi. Il motivo, come già descritto in precedenza, è da ricondursi alla limitata dimensione degli impianti dislocati sul territorio.

Tra le Regioni del Nord si segnalano la Lombardia, il Trentino Alto Adige ed il Piemonte, che assieme totalizzano il 57% della produzione idroelettrica nazionale rispetto al 61% dell’anno precedente.

Tra le Regioni meridionali, l’Abruzzo detiene il primato di produzione con quota 4,4%. La Sicilia e la Sardegna presentano valori molto ridotti.

Gli impianti ad acqua fluente sono quelli che maggiormente contribuiscono alla produzione totaleidroelettrica da apporti naturali. Nel 2009 ben il 42% dei 49.137 GWh prodotti in Italia provengono da questi impianti sebbene rappresentino solo il 27% della potenza complessiva. Il fenomeno è facilmente comprensibile grazie al confronto delle ore di utilizzazione: 4.373 per gli impianti ad acqua fluente, 2.966 per gli impianti a bacino ed infine 1.708 per quelli a serbatoio.

Gli impianti a bacino rappresentano il 30% della produzione e il 28% della potenza installata, mentre quelli a serbatoio, con la maggiore dimensione media per impianto, il 28% della produzione e ben il 45% della potenza.

La Regione con maggior numero di impianti a biomasse (B.Rb.B.B.: Biomasse, Rifiuti solidi urbani biodegradabili, Biogas e Bioliquidi).risulta essere la Lombardia (21,4%), seguita dall’Emilia Romagna (15,2%) e dal Veneto (11,2%), Regioni tutte del Nord Italia. Toscana e Lazio nel Centro Italia presentano valori rispettivamente del 6,9 e 4,3%; mentre nel Sud Italia la Puglia e la Campania presentano valori del 5,5 e 4,3%. Sardegna e Sicilia riportano valori del 2,1 e 1,4%, la Valle d’Aosta lo 0,2% di impianti.

La distribuzione regionale della potenza da impianti a biomasse mostra che la Lombardia e l’Emilia Romagna, come per la numerosità, sono le Regioni con maggior potenza istallata, per un totale di 41,2% del dato nazionale. La Toscana detiene il primato nell’Italia centrale con il 5,9% mentre nel Sud Italia Campania, Puglia e Calabria raggiungono insieme il 25% del totale Italia. Sardegna e Sicilia rappresentano rispettivamente il 3,5 e l’1,3% del dato nazionale.

In termini di produzione rinnovabile il Nord Italia presenta sempre le Regioni con i valori più alti: Lombardia 18,6% ed Emilia Romagna 19,3%, seguono poi la Puglia (11,9%) e la Calabria (10,2%). Tutte le altre Regioni


____________________________________________________________________________________________________________

77

presentano un contributo variabile dallo 0,1% della Valle d’Aosta al 5,5% del Piemonte. La Sicilia contribuisce con un percentuale pari all’1,5 %.

La produzione totale nell’ultimo decennio è aumentata del 410%. La spinta si evidenzia in special modo sulle biomasse e nel periodo temporale compreso tra il 2001 e il 2005, in concomitanza con l’avvento dei meccanismi di incentivazione.

La produzione corrispondente alla quota biodegradabile dei rifiuti è calcolata come il 50% della produzione totale dell’impianto secondo gli accordi Eurostat.

Dal 2008 i Bioliquidi e biocarburanti hanno iniziato ad avere rilevanza statistica, contribuendo con il 19% alla produzione totale nel 2009.

Il principale strumento previsto dalla legislazione italiana per lo sfruttamento delle fonti rinnovabili nel settore dei trasporti è costituito dall’obbligo, imposto ai soggetti che immettono in consumo carburanti per autotrazione, di immettere in consumo anche una determinata quota di biocarburanti (il biodiesel, il bioetanolo e i suoi derivati, l'ETBE e il bioidrogeno, sulla base della vigente legislazione). Tale quota di immissione è calcolata come percentuale del tenore energetico totale del carburante tradizionale immesso in rete l’anno precedente.

La percentuale è aumentata nel tempo. Nel 2010, i soggetti Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili di cui alla Direttiva 2009/28/CE all’obbligo sono tenuti a immettere in rete una quantità di biocarburanti pari al 3,5% del tenore energetico totale del carburante immesso in rete nel 2009.

Il Ministero delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali certifica annualmente l’adempimento dell’obbligo.

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80

6.4 - Produzione e distribuzione degli impianti a fonte rinnovabile - Sicilia

Nel 2004, anno preso come base di riferimento per la costruzione degli scenari al 2012 del PEARS la Regione Siciliana aveva la seguente situazione:

- idroelettrica: potenza efficiente lorda 152,2 MW (17 impianti), 117,3 GWh (25,81 ktep, 0,3% della produzione nazionale),

- eolica potenza efficiente lorda 151,8 MW (9 impianti), 152,2 GWh (33,48 ktep, 8,2% della produzione nazionale), - fotovoltaica potenza efficiente lorda 0,2 MW (3 impianti) - da biomasse potenza efficiente lorda 9,8 MW (4

impianti), 62,00 GWh (13,64 ktep, 1,1% della produzione nazionale), - complessivo potenza efficiente lorda 314,0 MW (33 impianti), 331,5 GWh (72,93 ktep, 0,6% della produzione

nazionale). Le tabelle di seguito riportate mostrano le potenze richieste elaborate sulla base delle istanze, per impianti a

fonte rinnovabile, presentate al Dipartimento dell’Energia , nonché le potenze già autorizzate ai sensi del Decreto Legislativo 387/03.

Tab. 6.9 IMPIANTI A FONTE RINNOVABILE - POTENZE RICHIESTE (Art. 12 D.Lgs 387/03)

TIPOLOGIA POTENZA TOTALE (MW)

EOLICO OFFSHORE 228,00

TERMODINAMICO FOTOVOLTAICO 120,00

SOLARE TERMODINAMICO 50,00

BIOMASSE 75,99

EOLICO 8.052,52

FOTOVOLTAICO 4.871,44

TOTALE 13.397,95

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia (DB aggiornato al 01.02.10)

Tab. 6.10 IMPIANTI A FONTE RINNOVABILE – POTENZE AUTORIZZATE (Art. 12 D.Lgs 387/03) TIPOLOGIA ANNO POTENZA (MW)

BIOMASSA 2005 5,47

Totale 2005 5,47

FOTOVOLTAICO 2006 5,09

EOLICO 403,55

BIOMASSE 25,6

totale 2006 434,24


EOLICO 373,75

BIOMASSE 63,82

totale 2007 441,58

BIOGAS 2008 3,19

FOTOVOLTAICO 13,6

EOLICO 184,5

SOLARE TERMODINAMICO 6

BIOMASSE 5,21

totale 2008 212,5

COGENERAZIONE 2009 13,2

FOTOVOLTAICO 135,6

EOLICO 82,5

BIOMASSE 44,1

totale 2009 275,4


BIOMASSE 26,54

BIOGAS 1,67

FOTOVOLTAICO-EOLICO 2,32

totale gen.-nov. 2010 347,62

TOTALE 1.716,81

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia


____________________________________________________________________________________________________________

81

Le elaborazioni sottostanti sono relative alla produzione di energia elettrica in Sicilia mettendo a confronto le diverse fonti di produzione e le variazioni negli anni.

Tab. 6.11 DATI DI PRODUZIONE NETTA IN SICILIA ANNO 2009 GWh

Produzione idroelettrica* 687,3

Produzione termoelettrica 20.455,6

Produzione eolica 1.432,0

Produzione fotovoltaica 33,3

TOTALE PRODUZIONE NETTA 22.595,3

Energia destinata ai pompaggi 766,6

Perdite 2.904,0

Produzione netta destinata al consumo 21.827,7

Fabbisogno 21.475,4

Esportazione verso altre regioni 353,3 * La produzione idroelettrica è comprensiva di apporti da pompaggio. Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su

dati TERNA. "Dati statistici sull’energia elettrica in Italia – anno 2009”

Tab. 6.12

FABBISOGNO SICILIA (GWh) PRODUZIONE NETTA SICILIA (GWh)

2003 20.571 2003 24.387

2004 20.972 2004 24.618

2005 21.406 2005 24.796

2006 21.470 2006 23.522

2007 21.858 2007 24.098

2008 21.789 2008 23.438

2009 21.475 2009 22.595,3

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA. Fig. 6.2 COMPOSIZIONE PERCENTUALE DELLA PRODUZIONE LORDA DI ENERGIA ELETTRICA IN SICILIA NEL 2009

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA

2,90%

90,88%

6,09%0,14%

idroelettrica termoelettrica eolica fotovoltaica


____________________________________________________________________________________________________________

82

Fig. 6.3

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati TERNA

La sola produzione da fonte eolica in Sicilia nel corso del 2009 è stata di 1.444,392 GWh rispetto ai 21.567 GWh di produzione termoelettrica.

Di seguito vengono riportate le potenze richieste elaborate sulla base delle istanze, per impianti eolici, presentate al Dipartimento dell’Energia , nonché le potenze già autorizzate ai sensi del Decreto Legislativo 387/03. Tab. 6.13 IMPIANTI EOLICI - POTENZE RICHIESTE (Art. 12 D.Lgs 387/03)

PROVINCIA TIPOLOGIA POTENZA TOTALE (MW)

MESSINA EOLICO 174,6

RAGUSA EOLICO 551,4

SIRACUSA EOLICO 236

PALERMO EOLICO 1.414,95

CATANIA EOLICO 446,1

TRAPANI EOLICO 1.268,09

ENNA EOLICO 737,8

AGRIGENTO EOLICO 2.156,71

CALTANISSETTA EOLICO 1.066,87

Totale 8.052,52 Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia (DB aggiornato al 01.02.10)

Fig. 6.4 IMPIANTI EOLICI – POTENZE AUTORIZZATE


PRODUZIONE LORDA SICILIA 2002-2009 (GWh)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

eolica e fotovoltaica 31,8 48,5 152,2 382,4 488,7 856,2 1.054,7 1.477,7

termoelettrica 25.315,6 24.830,2 24.853,1 25.002,8 23.641,2 23.888,8 22.948,1 21.567,5

idroelettrica 640,2 824,5 842,0 822,1 732,3 716,7 679,1 687,3

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

403,5

5

373,7

5

184,5

82,5

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2006 2007 2008 2009

Eolico impianti autorizzati art. 12 D.lgs. 387/03

MW


____________________________________________________________________________________________________________

83

Di seguito sono stati elaborati i dati, aggiornati a dicembre 2009, relativi agli impianti eolici connessi alla rete. Fig. 6.5

PERCENTUALE REGIONALE DEL NUMERO DI IMPIANTI EOLICI AL DICEMBRE 2009

Fig. 6.6 DISTRIBUZIONE PROVINCIALE PERCENTUALE DEL NUMERO DEGLI IMPIANTI EOLICI A DICEMBRE 2009

Fig. 6.7 - DISTRIBUZIONE REGIONALE PERCENTUALE DELLA POTENZA EOLICA A DICEMBRE 2009

16,66%

83,34%

Sicilia Altre regioni

1,36%

0,68%

2,04%

0,34%

0,00%

6,12%

2,04%

3,06%

1,02%

0,00% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 6,00% 7,00%

Catania

Ragusa

Siracusa

Messina

Caltanissetta

Palermo

Agrigento

Trapani

Enna

23,44%

76,56%



____________________________________________________________________________________________________________

84

Tab. 6.14 PRODUZIONE DEGLI IMPIANTI EOLICI IN SICILIA DAL 2004 AL 2009 GWh

2004 2005 2006 2007 2008 2009

152,2 382,3 488,7 854,7 1.044,0 1.444,4

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia su dati GSE

Fig. 6.8

DISTRIBUZIONE PROVINCIALE PERCENTUALE DELLA PRODUZIONE DA FONTE EOLICA NEL 2009

Tab. 6.15 CENTRALI EOLICHE IN ESERCIZIO A SETTEMBRE 2010

IMPIANTO UNITÀ Potenza efficiente MW

Centrale eolica di Caltabellotta (AG) - Località Gran Montagna

Impianto composto da 10 aerogeneratori del tipo Neg Micon NM 750/48 a tre pale da 750 kW cadauna.

10 x 750 kW 7,5

Centrale eolica Agrigento-Realmonte - Località Contrada Monte Mele

Impianto costituito da 10 aerogeneratori da 850 kW ciascuno e da un aerogeneratore da 750 kW Entrato in funzione nel dicembre 2005

10 x 850 kW 1 x 750 kW

9,25

Centrale eolica di Naro – Agrigento (AG) Monte Malvizzo

Impianto costituito da 19 aerogeneratori da 850 kW Entrato in esercizio nel gennaio 2007

19 x 850 kW 16,15

Centrale eolica di Naro (AG) Monte Petrasi


40 x 850 kW 34,0

Centrale eolica di Agrigento Monte Narbone


24 x 850 kW 20,4

Centrale eolica di Licata (AG) Monte Durrà


30 x 850 kW 25,5

Centrale eolica di Sclafani Bagni 1 (PA) Contrade Incatena-Cugno

Impianto composto da 11 aerogeneratori Vestas V47 da 660 kW - Inaugurato nel 2001

11 x 660 kW 7,26

Centrale eolica di Sclafani Bagni 2 (PA) Località Succhiecchi e Coscacino

Impianto composto da 10 aerogeneratori da 850 kW

10 x 850 kW 8,5

Centrale eolica di Valledolmo (PA) Località Cozzo da Miturro

Impianto composto da 9 aerogeneratori del tipo Vestas V52 da 850 kW

9 x 850 kW 7,65

2,81%

0,55%

3,40%

0,00%

0,00%

5,81%

3,03%

3,85%

2,62%

0,00% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 6,00% 7,00%

Catania

Ragusa

Siracusa

Messina

Caltanissetta

Palermo

Agrigento

Trapani

Enna


____________________________________________________________________________________________________________

85

Centrale eolica di Caltavuturo (Pa) - Contrada Gangitani

Impianto composto da 36 aerogeneratori da 850 kW ciascuno

36 x 850 kW 30,6

Centrale eolica di Gangi (PA) - Località monte Zimmara

Impianto composto da 32 aerogeneratori del tipo Gamesa G52 da 850 kW ciascuno

32 x 850 kW 27,2

Centrale eolica di Monreale e Partinico (PA)

Impianto costituito da 19 aerogeneratori da 850 kW ciascuno Impianto attivato nel maggio 2005

19 x 850 kW 16,15

Centrale eolica di Camporeale (PA) Impianto costituito da 24 aerogeneratori VEstas V52 da 850 kW ciascuno Impianto attivato nel maggio 2005

24 x 850 kW 20,4

Centrale eolica di Sclafani Bagni - Montemaggiore Belsito (PA) Loc. Cozzo Vallefondi Contrade Fontanazze - Carpinello

Impianto costituito da 18 aerogeneratori da 850 kW Inaugurato nel maggio 2006

18 x 850 kW 15,3

Centrale eolica di Caltavuturo (PA)- Contrada Colla

Impianto costituito da 20 aerogeneratori da 850 kW Collegato alla rete elettrica nel gennaio 2007

20 x 850 kW 17

Centrale eolica di Sclafani Bagni 3 (PA) Collegato alla rete elettrica nel gennaio 2007

5 x 850 kW 4,3

Centrale eolica di Vicari Loc. La Montagnola, Monte Lanzone

Impianto costituito da 18 aerogeneratori da 2,5 MW Collegato alla rete nel marzo 2008

18 x 2,5 MW 45

Parco Eolica Siciliana Comuni di Campofelice di Fitalia - Pizzo , e Villafrati.- Contrada Capezzone

Impianto costituito da n° 35 aerogeneratori, 24 nel comune di Campofelice di Fitalia e 11 nel comune di Villafrati, ciascuno avente una potenza di 0.85 MW, per una potenza complessiva di 29,75 MW. Entrato in esercizio il 29 dicembre 2008

35 x 850 kW 29,75

Parco Eolico di Alia Comuni di Alia e Sclafani Bagni

Impianto costituito da 30 aerogeneratori, 11 nel comune di Alia e 19 nel comune di Scafani Bagnia, ciascuno avente una potenza di 0.85 MW, per una potenza complessiva di 25,5 MW. Entrato in esercizio il 6 aprile 2009

30 x 850 kW 25,5

Centrale eolica Meridiana Comuni di Marineo e Cefalà Diana

Impianto costituito da 26 aerogeneratori asincroni trifas, ciascuno avente una potenza di 0,85 MW, per una potenza complessiva di 22,1 MW. Entrato in esercizio l’8 ottobre 2009

26 x 850 kW 22,1

Parco Eolico di Energia Fiore Comuni di Corleone e Prizzi

Impianto costituito da 30 aerogeneratori, 10 nel comune di Corleone e 20 nel comune di Prizzi, ciascuno avente una potenza di 2 MW, per una potenza complessiva di 60 MW. Entrato in esercizio il 30 dicembre 2009

30 x 2 MW 60

Centrale eolica di Nicosia (EN) C.da Serra Marrocco

Impianto composto da 55 aerogeneratori del tipo Gamesa G52 da 850 kW

55 x 850 kW 46,8

Parco Eolico di Regalbuto Comune di Regalbuto

Impianto costituito da 20 aerogeneratori ciascuno avente una potenza di 2,5 MW, per una potenza complessiva di 50 MW. Entrato in esercizio l’1 dicembre 2009

20 x 2,5 MW 50

Centrale eolica di Mineo (CT) Comuni di Mineo, Militello e Vizzini (CT)

3 impianti (Mineo 11 aerogeneratori, Militello 18, Vizzini 30) per un totale di 59 aerogeneratori Vestas V52 da 850 kV attivati nel marzo 2005

59 x 850 kW 50,15

Centrale eolica di Vizzini (CT) Impianto costituito da 28 aerogeneratori da 850 kW Inaugurato il 25 settembre 2006

28 x 850 kW 23,8


____________________________________________________________________________________________________________

86

Parco eolico ennese Comuni di Ramacca, Raddusa, Castel di Iudica (CT) e sottostazione ad Assoro (EN)

Impianto costituito da due parchi eolici situati nei Comuni di Ramacca, Raddusa e Castel di Judica (CT) composti complessivamente da 47 aerogeneratori Ecotècnica 80 da 1,5 MW ciascuno. Ramacca: 20 aerogeneratori = 30 MW Raddusa: 18 aerogeneratori = 27 MW Castel di Judica: 9 aerogeneratori = 13,5 MW Collegato alla rete il 21 dicembre 2007

47 x 1,5 MW 70,5

Centrale eolica di Carlentini (SR) - Contrada S. Venera

Impianto composto da 11 aerogeneratori del tipo Vestas V47 a tre pale da 660 kW caduano.

11 x 660 kW 7,26

Centrale eolica di Carlentini 2 (SR) Collegato alla rete elettrica nel gennaio 2007, entrato in esercizio nell’ottobre 2008

17 x 850 kW 14,5

Centrale eolica di Carlentini (SR) IVPC srl

Impianti composti da un totale di 57 aerogeneratori del tipo Vestas da 850kW ciascuno

57 x 850 kW 48,45

Centrale eolica Aerofonte Comune di Francofonte (SR)

Impianto costituito da 24 aerogeneratori da 3 MW Collegato alla rete nel marzo 2007

24 x 3 MW 72

Centrale eolica di Marsala (TP)- Località Baglio Nasco

Impianto costituito da 11 aerogeneratori Vestas V52 da 850 kW

11 x 850 kW 9,35

Centrale eolica di S. Ninfa (TP) S. Ninfa, Gibellina e Salaparuta.

Impianto costituito da 38 aerogeneratori da 850 kW S. Ninfa 12 Gibellina 22 Salaparuta 4 Collegato alla rete elettrica nel gennaio 2007, inaugurato maggio 2007

38 x 850 kW 32,3

Parco eolico di Salemi Comuni di Salemi e Castelvetrano (TP)

Impianto costituito da due parchi eolici situati nei Comuni di Salemi e Castelvetrano (TP) composti complessivamente da 44 aerogeneratori Vestas V52 da 0,85 MW ciascuno per una potenza complessiva di 37,4 MW Collegato alla rete il 2 gennaio 2008

44 x 850 kW 37,4

Parco Eolico Trapani – Salemi Impianto costituito da 31 aerogeneratori asincroni trifasi da 2 MW ciascuno e 5 aerogeneratori asincroni trifasi da 0,85 MW ciascuno per una potenza complessiva di 66,25 MW Entrato in esercizio il 1° ottobre 2009

31 x 2 MW 5 x 0,85 MW

66,25

Parco eolico di Giarratana Impianto costituito da 18 aerogeneratori: 7 da 1,8 MW ciascuno e 11 da 3 MW ciascuno per una potenza complessiva di 45,6 MW Connesso alla stazione a 150 kV di Vizzini di proprietà di Brulli Trasmissione s.r.l. Primo parallelo il 1° luglio 2009

7 x 1,8 MW 11 x 3 MW

45,6

Parco eolico Minerva Messina Comuni di Basicò, Montalbano Elicona, Roccella Valdemone, Patti e San Piero Patti (ME)

Impianto costituito da 21 aerogeneratori asincroni trifasi ciascuno avente una potenza di 2,3 MW, per una potenza complessiva di 48,3 MW. Entrato in esercizio il 22 gennaio 2010

21 x 2,3 MW 48,3

Parco eolico di Castel di Lucio Comune di Castel di Lucio (ME)

Impianto costituito da 27 aerogeneratori asincroni trifasi ciascuno avente una potenza di 0,85 MW, per una potenza complessiva di 22,95 MW. Entrato in esercizio il 26 aprile 2010

27 x 850 kW 22,95

Parco eolico di Rocca Ficuzza Comune di Cartabellotta (AG)

Impianto costituito da 26 aerogeneratori da 850 kW Entrato in esercizio nel maggio 2010

26 x 852 kW 22,1


____________________________________________________________________________________________________________

87

Ci sono inoltre alcuni impianti di piccola taglia, da 0,6 a meno di 10 MW, non collegati alla RTN, che portano ad un totale complessivo che il GSE quantifica in 49 impianti e 1.147,9 MW di potenza (fonte GSE - anno 2009) .

Di seguito vengono riportate le potenze richieste elaborate sulla base delle istanze, per impianti fotovoltaici, presentate al Dipartimento dell’Energia , nonché le potenze già autorizzate ai sensi del Decreto Legislativo 387/03. Tab. 6.16 IMPIANTI FOTOVOLTAICI – POTENZE RICHIESTE (Art. 12 D.Lgs 387/03)

Elaborazione Regione Siciliana - Dipartimento Regionale dell’Energia (DB aggiornato al 01.02.10) Fig. 6.9 IMPIANTI FOTOVOLTAICI – POTENZE AUTORIZZATE


Per quanto riguarda gli impianti fotovoltaici, al 31 dicembre 2009 il GSE censiva 3.800 impianti (141 % in più

rispetto al 2008) per una potenza complessiva di 44.357,9 kW (+ 160%) ed una dimensione media di 12,0 kW.

Per numerosità la Sicilia ospita il 5,3% degli impianti italiani con il 4,0 % della potenza totale installata nel territorio nazionale (l’1,16 % nella sola provincia di Ragusa).

A dicembre 2009 il GSE censiva in Sicilia 51 impianti incentivati con il c.d. Conto Energia con potenza superiore a 50 kW, per un totale di 21.536,5 kW.

Al 30 settembre 2010 gli impianti censiti in Sicilia dal GSE erano 5.692 per una potenza complessiva 75.658,7 kW; di questi 41 impianti di potenza superiore a 50 kW entrati in esercizio dal gennaio a settembre 2010 hanno una potenza complessiva di 20.750 kW, per una media di 506 kW.

5,09

4,01 13,6

0

135,

60

317,

09

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

2006 2007 2008 2009 nov. 2010

Fotovoltaico impianti autorizzati art. 12 D.lgs. 387/03

MW

PROVINCIA TIPOLOGIA POTENZA TOTALE (MW)

RAGUSA FOTOVOLTAICO 384,851

SIRACUSA FOTOVOLTAICO 635

PALERMO FOTOVOLTAICO 284,4644

CATANIA FOTOVOLTAICO 707,0665

TRAPANI FOTOVOLTAICO 978

ENNA FOTOVOLTAICO 340

AGRIGENTO FOTOVOLTAICO 347,178

CALTANISSETTA FOTOVOLTAICO 1.125,9734

MESSINA FOTOVOLTAICO 69,4155

Totale 4.871,4384


____________________________________________________________________________________________________________

88

Fig. 6.10 PERCENTUALE REGIONALE DEL NUMERO DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI AL DICEMBRE 2009

Fig. 6.11 DISTRIBUZIONE PROVINCIALE PERCENTUALE DEL NUMERO DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI RISPETTO AL TOTALE NAZIONALE AL DICEMBRE 2009

Fig. 6.12 DISTRIBUZIONE PROVINCIALE PERCENTUALE DELLA POTENZA FOTOVOLTAICA RISPETTO AL TOTALE NAZIONALE AL DICEMBRE 2009

5,28%

94,72%


0,88%

0,83%

0,68%

0,65%

0,59%

0,58%

0,46%

0,39%

0,22%

0,00% 0,20% 0,40% 0,60% 0,80% 1,00%

Catania

Ragusa

Siracusa

Messina

Caltanissetta

Palermo

Agrigento

Trapani

Enna

0,39%

1,16%

0,36%

0,38%

0,23%

0,35%

0,64%

0,29%

0,16%

0,00% 0,20% 0,40% 0,60% 0,80% 1,00% 1,20% 1,40%

Catania

Ragusa

Siracusa

Messina

Caltanissetta

Palermo

Agrigento

Trapani

Enna


____________________________________________________________________________________________________________

89

Fig. 6.13 PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTE FOTOVOLTAICA PERCENTUALE PER PROVINCIA RISPETTO AL TOTALE NAZIONALE AL DICEMBRE 2009

Tab. 6.17 CENTRALI FOTOVOLTAICHE con potenza uguale o superiore a 60 kW

(Anno 2009) Centrale fotovoltaica di Adrano (CT) Impianto da 70 kW connesso alla rete a bassa tensione La centrale si trova in

un'area adiacente alla dismessa centrale Eurelios.

Centrali fotovoltaiche di Vulcano – Località “Il Cardo” (ME)

Impianti fotovoltaici denominati "Vulcano" da 80 kW (entrato in servizio nel 1984) e "Vulcano Plug" da 100 kW.

Centrale fotovoltaica di Ginostra Stromboli (Lipari) (ME)

Impianto fotovoltaico da 100 kW con una rete di distribuzione in bassa tensione, interamente interrata, che si estende per 5000 metri ed alimenta complessivamente le 140 utenze dell’isola. Un gruppo diesel entra in funzione solo in caso di prolungata assenza di sole. Completato nel 2004.

Centrale fotovoltaica di Ustica (PA) Impianto fotovoltaico da 60 kW ubicato in contrada Tramontana e che alimenta il comune e le scuole dell’isola, oltre a fornire parte dell’energia per l’illuminazione pubblica.

Centrale fotovoltaica “Lentisco” - Contrada Mostringiano - Priolo (SR)

Impianto fotovoltaico da 213 kW di potenza, composto da 107 moduli con doppio allineamento sia in azimut che in elevazione, Connesso alla rete dal 7 luglio 2006. Produzione annua stimata 600.000 kWh.

Impianto fotovoltaico - Mirto (ME) Impianto fotovoltaico da 223,08 kW di potenza.

Impianto fotovoltaico –Rocca di Caprileone (ME)

Impianto fotovoltaico da 126,50 kW di potenza.

Impianto fotovoltaico – Marsala (TP) Impianto fotovoltaico da 204,12 kW di potenza.

Centrale fotovoltaica “San Michele” - Santa Croce Camerina (RG).

Impianto fotovoltaico da 999,8 kW di potenza costituito da 4.650 moduli montati su 155 inseguitori. Entrato in esercizio nel settembre 2007.

Centrale fotovoltaica “Ausonia Solar” – Marsala (TP)

Impianto fotovoltaico da 360 kW di potenza costituito da 1.600 moduli. Entrato in esercizio nell’ottobre 2007.

Centrale fotovoltaica di Enna Impianto fotovoltaico da 983 kW di potenza. Entrato in esercizio nel novembre 2007.

Centrale fotovoltaica di Acate (RG) Impianto fotovoltaico da 740,1 kW di potenza. Entrato in esercizio nel gennaio 2008.

0,59%

1,24%

0,56%

0,56%

0,25%

0,49%

0,56%

0,37%

0,30%

0,00% 0,20% 0,40% 0,60% 0,80% 1,00% 1,20% 1,40%

Catania

Ragusa

Siracusa

Messina

Caltanissetta

Palermo

Agrigento

Trapani

Enna


____________________________________________________________________________________________________________

90

Centrale fotovoltaica di Belpasso (CT) Impianto fotovoltaico da 398,8 kW di potenza., costituito da 2346 pannelli da 170 watt. Entrato in esercizio nel maggio 2008

Centrale fotovoltaica di Terme Vigliatore (ME)

Impianto fotovoltaico da 63,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel luglio 2008

Centrale fotovoltaica di Casteldaccia (PA)

Impianto fotovoltaico da 81,9 kW di potenza. Entrato in esercizio nel luglio 2008

Centrale fotovoltaica di Francofonte (SR)

Impianto fotovoltaico da 302,4 kW di potenza. Entrato in esercizio nel giugno 2008

Centrale fotovoltaica di Trapani (TP) Impianto fotovoltaico da 153,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel giugno 2008

Centrale fotovoltaica di Modica (RG) Impianto fotovoltaico da 61,5 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Modica (RG) Impianto fotovoltaico da 556,2 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Ragusa (RG) Impianto fotovoltaico da 213,8 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Licata (AG) Impianto fotovoltaico da 101,2 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Palma di Montechiaro (AG)

Impianto fotovoltaico da 999,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Sciacca (AG) Impianto fotovoltaico da 75,2 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Patti (ME) Impianto fotovoltaico da 73,5 kW di potenza. Entrato in esercizio nel marzo 2009

Centrale fotovoltaica di Partinico (PA) Impianto fotovoltaico da 770,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Torrenova (ME) Impianto fotovoltaico da 394,8 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2008

Centrale fotovoltaica di Carlentini (SR) Impianto fotovoltaico da 100 kW di potenza. Entrato in esercizio nel febbraio 2009

Centrale fotovoltaica di Melilli (SR) Impianto fotovoltaico da 997,9 kW di potenza. Entrato in esercizio nel febbraio 2009

Centrale fotovoltaica di Barcellona Pozzo di Gotto (ME))

Impianto fotovoltaico da 186,3 kW di potenza. Entrato in esercizio nel giugno 2009

Centrale fotovoltaica di Trapani (TP) Impianto fotovoltaico da 150 kW di potenza. Entrato in esercizio nel maggio 2009

Centrale fotovoltaica di Palermo (PA) Impianto fotovoltaico da 256,4 kW di potenza. Entrato in esercizio nel luglio 2009

Centrale fotovoltaica di Catania (CT) Impianto fotovoltaico da 155,6 kW di potenza. Entrato in esercizio nel maggio 2009

Centrale fotovoltaica di Misterbianco (CT)

Impianto fotovoltaico da 150 kW di potenza. Entrato in esercizio nel giugno 2009

Centrale fotovoltaica di Trapani (TP) Impianto fotovoltaico da 153 kW di potenza. Entrato in esercizio nel giugno 2009


____________________________________________________________________________________________________________

91

Centrale fotovoltaica di Carini (PA) Impianto fotovoltaico da 81,6 kW di potenza. Entrato in esercizio nell’agosto 2009

Centrale fotovoltaica di Petrosino (TP) Impianto fotovoltaico da 144,3 kW di potenza. Entrato in esercizio nell’agosto 2009

Centrale fotovoltaica di Petrosino (TP) Impianto fotovoltaico da 52,8 kW di potenza. Entrato in esercizio nell’agosto 2009

Centrale fotovoltaica di Casteltermini (AG)

Impianto fotovoltaico da 2.997,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Porto Empedocle (AG)


Centrale fotovoltaica di Mazzarino (CL) Impianto fotovoltaico da 200,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Riesi (CL) Impianto fotovoltaico da 192,1 kW di potenza. Entrato in esercizio nel settembre 2009

Centrale fotovoltaica di Riposto (CT) Impianto fotovoltaico da 198,7 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Reitano (ME) Impianto fotovoltaico da 86,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Comiso (RG) Impianto fotovoltaico da 324,9 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Monterosso Almo (RG)


Centrale fotovoltaica di Palazzolo Acreide (SR)


Centrale fotovoltaica di Buseto Palizzolo (TP)


Centrale fotovoltaica di Salaparuta (TP) Impianto fotovoltaico da 92,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Messina Impianto fotovoltaico da 99,4 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Palermo Impianto fotovoltaico da 70,1 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Palermo Impianto fotovoltaico da 70,6 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Monreale (PA) Impianto fotovoltaico da 79,8 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Ragusa Impianto fotovoltaico da 4.003,0 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009


____________________________________________________________________________________________________________

92

Centrale fotovoltaica di Ragusa Impianto fotovoltaico da 59,3 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Ragusa Impianto fotovoltaico da 997,3 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Centrale fotovoltaica di Carini (PA) Impianto fotovoltaico da 199,3 kW di potenza. Entrato in esercizio nel dicembre 2009

Tab. 6.18 IMPIANTI DI PRODUZIONE A BIOGAS Impianto di Bellolampo – Palermo

Impianto realizzato presso la discarica di Palermo in località Bellolampo. Entrato in funzione nel luglio 2000 Impianto costituito da 5 gruppi di 1,048 MW e 2 da 1,064 MW

Potenza installata 7.336 kWe

Relativamente alla geotermia, nella Regione Siciliana include le sorgenti di acqua calda, fumarole, vulcanelli di fango, e molti altri fenomeni che sono la testimonianza diretta in superficie del calore endogeno della Terra.

In Sicilia, popoli, come gli Arabi e i Romani, utilizzavano già tali acque sia per la balneoterapia e che per il riscaldamento degli ambienti o anche per le proprietà medicamentose.

Il primo tentativo in Italia, effettuato con successo, di produrre energia elettrica sfruttando le risorse geotermiche avvenne nel 1904 a Larderello in Toscana, dove tale esperimento ha posto le basi per lo sviluppo dell’utilizzo di tale risorsa, non solo in Italia ma nel mondo.

Attualmente in varie parti del mondo l'energia geotermica viene impiegata principalmente per il riscaldamento civile (in Islanda ad esempio l’acqua per il riscaldamento urbano proviene quasi totalmente da fonti geotermiche) e per le colture agricole in ambienti artificiali come le serre. Nel territorio della Sicilia numerose sono le manifestazioni geotermiche di superficie, soprattutto di tipo termale.

Pur essendo presenti in Sicilia manifestazioni di vulcanismo attivo e manifestazioni idrotermali di superficie (Isole Eolie, Pantelleria, Castellammare del Golfo, Calatafimi, Acireale, Sciacca, Etna, Montevago, Terme Vigliatore, Termini Imprese, Alì Terme, Trabia, Cefalà Diana, etc,) queste non costituiscono di per se una condizione sufficiente per la individuazione di serbatoi geotermici di rilievo ed il potenziale geotermico, ancora oggi non è definito e si presenta, almeno in superficie con caratteristiche di bassa entalpia poco adatto per la produzione di energia elettrica.

Tali manifestazioni mostrano temperature comprese tra i 20 °C ed i 95 °C. In atto in Sicilia, dove, in virtù dello statuto speciale della Regione, la competenza normativa e

amministrativa è completamente autonoma. vi è un solo permesso di ricerca e tre istanze di Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma. Tab. 6.19 Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche - PANTELLERIA


Tab. 6.20 Istanza di Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma

CAMPO GEOTERMICO EOLIANO

Nome istanza CAMPO GEOTERMICO EOLIANO

Tipo di istanza Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma

Data di presentazione 25/05/2009

Superficie 102,4 Kmq


Nome permesso di ricerca PANTELLERIA

Superficie 6,5 Kmq

Scadenza 22/02/2011


____________________________________________________________________________________________________________

93

Tab. 6.21 Istanza di Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma CAMPO GEOTERMICO GERBINI

Nome istanza CAMPO GEOTERMICO GERBINI

Tipo di istanza Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma

Data di presentazione 25/05/2009

Superficie 165 Kmq


Tab. 6.22 Istanza di Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma

CAMPO GEOTERMICO PANTELLERIA

Nome istanza CAMPO GEOTERMICO PANTELLERIA Tipo di istanza Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma Data di presentazione 25/05/2009 Superficie 2,5 Kmq

Elaborazione su dati forniti dall’URIG Regione Siciliana al Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Tab. 6.23 Istanza di Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma

CAMPO GEOTERMICO SCIACCA

Nome istanza CAMPO GEOTERMICO SCIACCA Tipo di istanza Permesso di Ricerca di Risorse Geotermiche in Terraferma Data di presentazione 25/05/2009 Superficie 0 Kmq

Elaborazione su dati forniti dall’URIG Regione Siciliana al Ministero dello Sviluppo Economico Dipartimento per l'Energia - Statistiche ed analisi energetiche e minerarie Fig. 6.14

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____________________________________________________________________________________________________________

94


____________________________________________________________________________________________________________

95

7. - LE ISOLE MINORI

Escludendo i diversi isolotti, le isole minori della Sicilia sono quattordici. generalmente raggruppate in arcipelaghi: o Arcipelago delle Eolie, che comprende le isole di Lipari (la più grande), Vulcano, Stromboli, Filicudi, Alicudi,

Panarea, Salina, oltre che da diversi isolotti; o Arcipelago delle Egadi, situato che comprende principalmente le isole di Favignana, Marettimo e Levanzo; o Arcipelago delle Pelagie, che comprende Lampedusa (la più estesa) e Linosa; o Isola di Pantelleria; o Isola di Ustica.

Il numero di abitanti, distribuiti principalmente tra le isole di Lipari, Pantelleria e Lampedusa, costituisce lo 0,61% dell’intera popolazione regionale.

7.1 - Aspetti territoriali e sociali delle isole minori

La composizione media del nucleo familiare è molto simile a quella della Sicilia. Il rapporto medio tra nuclei familiari, pari a 2,01, evidenzia l’esistenza di seconde case o abitazioni utilizzate

per turisti. Le isole minori sono delle comunità caratterizzate generalmente da una serie di aspetti comuni, quali l’alta

variazione stagionale nel numero di abitanti, l’incremento annuo della domanda di energia, risorse idriche molto limitate e problematiche connesse alla gestione dei rifiuti.

La Regione Siciliana interviene a sostegno delle isole minori con contributi per agevolare il trasporto via mare di acqua potabile o con agevolazioni economiche per il trasporto dei residenti sulle tratte aeree o con la concessione di un contributo annuale per l'allineamento del prezzo del gasolio in favore degli operatori nel settore della pesca nelle isole minori di cui all'art. 14 della legge regionale n. 15 del 5 novembre 2004.

Le sedi comunali delle isole sono Favignana, Lipari, Malfa, Leni, S.Marina di Salina, Pantelleria, Lampedusa e Ustica.

Il numero di abitanti, che al 2001 era di 29.760 unità, distribuita principalmente tra le isole di Lipari, Pantelleria e Lampedusa, costituisce lo 0,61% dell’intera popolazione regionale.

In linea di massima le isole, con popolazione residente tra i 5.000 e gli 8.000 abitanti (alta densità demografica), sono caratterizzate da una struttura economica che si spinge verso uno sviluppo d’attività produttive locali, seppur fortemente influenzate dal turismo stagionale.

In quelle dove la popolazione residente invece è scarsa, le isole sono orientate quasi esclusivamente all’attività turistica e marinara.

A Marettimo, la più distante delle isole appartenenti all’arcipelago delle Egadi, la locale comunità di pescatori mantiene ancora inalterate le antiche tradizioni, resistendo, in qualche modo, alla moderna economia del turismo.

Le isole minori sono tuttavia delle comunità caratterizzate generalmente da una serie di aspetti comuni, quali:

- alta variazione stagionale nel numero di abitanti; - incremento annuo della domanda di energia; - alto costo del combustibile, per la necessità di trasporto a mezzo navi; - utilizzo di fonti energetiche rinnovabili molto scarso. - risorse idriche molto limitate; - problematiche connesse alla gestione dei rifiuti.

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97

7.2 - L’approvvigionamento energetico La fornitura d’energia elettrica, non essendo presente alcun collegamento diretto con il continente, ad

eccezione di qualche esempio di integrazione di centrali fotovoltaiche, avviene attraverso piccole centrali termoelettriche alimentate a gasolio, quasi sempre localizzate nelle immediate vicinanze dei porti, in ragione della necessaria fornitura del combustibile tramite navi cisterna, con un costo notevolmente più alto rispetto al continente anche se tale differenza non grava sull’utente finale.

Ad eccezione delle isole di Vulcano, Stromboli, Filicudi, Alicudi, Panarea e Salina, dell’arcipelago delle Eolie, servite da ENEL Distribuzione SpA, tutte le altre isole sono servite da piccole imprese che operano a livello locale.

I costi effettivi sostenuti per la produzione di energia elettrica sono abbastanza elevati rispetto al costo di produzione dell’energia elettrica nel resto del territorio nazionale.

Al costo possono influire vari fattori ed in particolare, la posizione ed il costo del gasolio, da cui ci si approvvigiona con il trasporto via mare per la trasformazione in energia elettrica.

Le alte richieste di energia elettrica, in alcuni periodi dell’anno, possono determinare possibili disservizi sulla fornitura d’energia elettrica.

Un primo esempio di impianto di produzione di energia da fonte rinnovabile è dato dalla centrale fotovoltaica di Vulcano realizzato da ENEL tra il 1981 ed il 1984.

Una seconda esperienza di alimentazione di un centro abitato con fonti energetiche rinnovabili è quella realizzata a Ginostra, nell’isola di Stromboli, dove sempre l’ENEL ha realizzato un impianto fotovoltaico entrato in funzione nel 2004.

Altre esperienze parziali sono legate soprattutto all’installazione di piccoli impianti a servizio di abitazioni isolate nelle diverse isole o alla illuminazione pubblica, come per esempio per una piccola parte del centro abitato di Marittimo.

Nel comune e nelle scuole di Ustica, sono state realizzate alcune esperienze legate all’utilizzo per fini energetici delle fonti rinnovabili.

In assenza di una rete di distribuzione del gas, un altro problema è rappresentato dalla fornitura del gas da cucina e per il riscaldamento delle abitazioni.

Il funzionamento degli impianti di dissalazione di Lampedusa e Lipari avviene grazie all’utilizzo anche di fonti energetiche rinnovabili.

La fattibilità degli impianti alimentati da fonti rinnovabili evidenzia, spesso come anche queste tecnologie spesso configgono con il territorio con difficoltà di inserimento nel contesto ambientale. La tabella seguente mostra la situazione relativa alle aziende produttrici di energia elettrica operanti nelle isole minori siciliane. Tab. 7.2

Isola Azienda elettrica

Lampedusa S.EL.I.S. Lampedusa SpA Concessione MAP 2/8/02

Linosa S.EL.I.S. Linosa SpA Concessione MAP 2/8/02

Lipari S.E.L. Società Elettrica Liparese Concessione MAP 2/8/02

Vulcano ENEL

Stromboli ENEL

Filicudi ENEL

Alicudi ENEL

Panarea ENEL

Salina ENEL

Ustica Impresa elettrica D'Anna & Bonaccorsi Snc

Favignana SEA Società Elettrica di Favignana SpA Concessione MAP 2/8/02

Marettimo S.EL.I.S. Marittimo SpA Concessione MAP 2/8/02

Isola di Formica PRIVATO

Levanzo I.C.EL Srl Impresa Campo Elettricità Concessione MAP 2/8/02

Pantelleria S.M.E.D.E. Pantelleria SpA

Elaborazione da dati AEEG

Il mercato dell’energia elettrica, nelle isole minori, è un mercato assistito, in quanto il costo sostenuto per la produzione di energia elettrica, per ovvie ragioni, è notevolmente più elevato, ed è alquanto variabile rispetto a quello del resto del territorio nazionale.

Con la legge 14 novembre 1995, n. 481, le competenze della CCSE sono state trasferite all’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG).


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98

Il meccanismo della integrazione del costo di produzione assicura agli utenti delle isole minori le stesse condizioni tariffarie in vigore sul continente, compensando i maggiori oneri per il produttore d’energia elettrica locale derivanti da una posizione chiaramente di svantaggio rispetto al resto del territorio nazionale.

Le tabelle seguenti riportano l’integrazione in centesimi di euro per kWh, nei vari anni, spettanti ad alcune imprese elettriche minori che gestiscono il sistema elettrico, non gestito da ENEL.

Il meccanismo di sostegno, o meglio d’integrazione della tariffa pagata dall’utente, assicura all’azienda che gestisce il servizio di energia elettrica locale la remunerazione dei costi sostenuti per la produzione, trasmissione, distribuzione, manutenzione e fornitura.

Di seguito sono riportati gli importi integrativi per kWh che sono stati pagati alle imprese minori per la produzione di energia elettrica, che come si può notare sono molto variabili da un’isola all’altra.

Aliquote definitive di integrazione tariffaria spettanti alle imprese elettriche minori SELIS Lampedusa S.p.A., SELIS Linosa S.p.A. e SMEDE Pantelleria S.p.A. per gli anni 1999-2008 (importi in centesimi di euro per kWh).

Tab. 7.3

Anno 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

SELIS Lampedusa 16,04 23,66 19,45 16,03 14,15 18,65 20,67 21,32 22,18 27,42

SELIS Linosa 35,79 45,02 38,75 30,07 23,67 23,45 27,89 23,61 23,07 27,41

SMEDE Pantelleria 15,27 23,81 20,65 18,45 15,02 16,43 19,25 21,46 19,92 24,39

SEA di Favignana 40,00 55,32 45,16 62,22 67,96 45,50 47,97 48,38 41,82 39,26

Fonte: AEEG

Tab. 7.4 Aliquote di integrazione spettanti alle imprese elettriche minori per l’anno 2008 (importi in centesimi di europer kWh)

IMPRESA 2008 Impresa Campo Elettricità I.C.EL. S.r.l - Levanzo (TP) . 130,55 SEA Società Elettrica di Favignana S.p.A. – Favignana (TP) 39,26 S.EL.I.S. Lampedusa S.p.A. – Lampedusa (AG) 27,42 S.EL.I.S. Linosa S.p.A. – Linosa (AG) 27,42 S.EL.I.S. Marettimo S.p.A. – Marettivo (TP) 42,35 SIE Società Impianti Elettrici S.r.l. - 40,18 S.MED.E. Pantelleria S.p.A. 24,39 Fonte: AEEG

Nelle isole minori siciliane si hanno solo alcuni piccoli esempi di sfruttamento dell’energia solare, generalmente con caratteristiche di tipo sperimentale.

La tabella seguente indica l’energia prodotta dai vari generatori diesel nelle altre isole minori oltre che lo sviluppo e le caratteristiche della rete di distribuzione e il numero di utenze servite

Tab. 7.5 Parco di generazione e linee di distribuzione su alcune delle isole minori (aggiornamento 2002 tranne Enel 2001)

Isola/Società Tipo gruppo

Potenza totale kVA

Energia prodotta (MWh)

Sviluppo linea di distribuzione (MT/bt)

% di rete interrata/aerea

Utenze servite

LIPARI Soc. Elettrica liparese

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LAMPEDUSA SELIS Lampedusa

DIESEL

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MT 39% Bt 52%

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DIESEL

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MT 25% Bt 50%

3042

USTICA Imp. Elettrica D’Anna e Bonaccorsi

DIESEL

5.660

5543 15/15

MT 75% Bt 50%

1020

LEVANZO ICEL

DIESEL

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Alicudi ENEL Distr.

DIESEL

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Filicudi ENEL Distr

DIESEL

925

Panarea ENEL Distr

DIESEL

2900

Salina ENEL Di

DIESEL

3600

Stromboli ENEL Distr.

DIESEL

2750

Vulcano ENEL Distr.

DIESEL

7825

CESI – Rapporto RdS (2003): Sostenibilità ambientale nelle Isole Minori– Parte II

Tab. 7.6 Esempi di impianti a fonte rinnovabile sulle isole minori siciliane

Isola

Tipologia impianto Potenza FV installata

[kW] Produzione annua (stimata) [MWh] In esercizio

Marettimo faro 18 23 SI

Vulcano 1 Centrale ibrida 80 104 SI

Vulcano 2 feeder MT 100 120 SI

Stromboli off-grid 0,35 kW x n° 30 15,6 SI

Alicudi off-grid 1,5 kWx n° 12 20 SI

Lampedusa desalinizzazione 100 120 SI

Lipari desalinizzazione 63 82 SI

CESI – Rapporto RdS (2003): Sostenibilità ambientale nelle Isole Minori– Parte II 7.3 - La centrale di Vulcano

Uno dei primi esempi a livello internazionale d’integrazione della rete con energia da fonte rinnovabile sulle isole minori, è stato il progetto “Vulcano”, realizzato da ENEL Ricerca tra il 1981 al 1984.

Al tempo in cui fu realizzato l’impianto, l’isola contava circa 450 abitanti residenti ed una popolazione che arrivava a 7500 abitanti nel periodo estivo.

La rete locale poteva contare su una potenza elettrica totale installata corrispondente a 3250 kVA, trasmessa da una rete a 20 kV di circa 14 km.

L’impianto fotovoltaico è collegato alla linea di media tensione esistente. La centrale fotovoltaica di Vulcano è costituita dagli impianti di produzione denominati Vulcano e Vulcano

Plug, siti in località “Il Cardo”. La centrale di Vulcano è in servizio dal 1984 ed immette energia elettrica direttamente nella rete dell’Isola. Anche la Centrale Fotovoltaica di Vulcano “PLUG” da 100 kW immette energia elettrica direttamente nella

rete dell’Isola.


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100

7.4 - La centrale di Ginostra

L’elettrificazione della frazione di Ginostra è stata realizzata da Enel con una centrale fotovoltaica da 100kWp, entrata in funzione nel 2004, collegata alla rete di distribuzione locale.

L’impianto è composto da circa 868 moduli per un totale di 104 kW, dimensionato per garantire l’alimentazione della frazione. Inoltre la centrale è dotata di un sistema di accumulo (costituito da 200 elementi con capacità di 3000 Ah, equivalenti a oltre 2000 batterie di un’autovettura di media cilindrata

Un gruppo elettrogeno ha invece la funzione di emergenza in caso di guasto della centrale o in caso di periodi lunghi di produzione insufficiente.

La rete di distribuzione che parte dalla centrale è totalmente interrata ed esclusivamente a bassa tensione.

7.5 - Le potenzialità dell’energia geotermica nelle isole minori

Le isole minori della Sicilia, fatta eccezione per l’arcipelago delle Egadi e l’isola di Lampedusa, sono tutte di natura vulcanica, con fenomeni geotermici più o meno evidenti.

Nell’isola di Pantelleria, le manifestazioni geotermiche possono essere suddivise in due gruppi, vale a dire un primo gruppo costituito dalle sorgenti idrotermali ed un secondo da manifestazioni fumaroliche.

Alcune trivellazioni eseguite tra il 1968 ed il 1969 dal CNR in quattro diversi posti (Bagno dell’acqua, Gadir, Kazen e Nicà) ha accertato la presenza di acque calde e, precisamente, nelle località Bagno dell’acqua e Nicà.

Nella prima località, il pozzo profondo 72 m, ha dato una portata di 100 l/s ed una temperatura di 68 °C, mentre nella seconda località, il pozzo profondo 144 m ha mostrato una temperatura di 95 °C.

L’isola di Linosa presenta deboli attività di tipo fumaroliche. Nelle Isole Eolie sono visibili varie manifestazioni di tipo geotermico, la più importante delle quali è data

dalla sorgente San Calogero, nella parte occidentale dell’isola di Lipari, sorgente questa che sgorga, con una temperatura di circa 57° C, in una piccola vallata rocciosa, sede dell’omonimo stabilimento termale Terme di San Calogero, in questo periodo chiuso per restauro.

A nord ovest dell’isola, sotto il Castiddaru, nella Contrada di bagno secco, sgorga un’altra sorgente termale dalla cui località prende il nome e che porta una temperatura di 58°C.

Nella contrada di Pignataru si trova invece la sorgente termale di Bagno a mare con una temperatura di 42°C, sgorgante direttamente presso il mare.

Nell’isola di Panarea, si ha una piccola sorgente termale ad una cinquantina di metri dal porticciolo. Nell’Isola di Vulcano, presso il Porto di Levante, sgorga la sorgente “Acque calde” con una temperatura di

quasi 55 °C, in vicinanza del Faraglione Piccolo. Le acque dello stabilimento termale denominato Terme di Vulcano, sono classificate come sulfuree, salso-

bromo-iodiche e radioattive e sono utilizzate per la cura delle malattie del ricambio, reumatiche e dermatologiche.

Tutta la zona, anche nel tratto di mare vicino alla spiaggia, è ricca di fumarole, dalle quali fuoriescono vapori sulfurei caldi, creando molte zone di gorgogliamento con riscaldamento delle stesse acque marine.

Nell'entroterra abbiamo un caldo laghetto detto "Pozza dei Fanghi", dove la presenza dell’acqua è data dall'apporto delle fumarole ivi presenti.

La Società Vulcano (AGIP) tra il 1951 – 1956 aveva individuato nell’Isola di Vulcano ad una profondità di 180 m dal piano di campagna, un campo geotermico con temperature oltre i 194° C.

Per quanto concerne la ricerca di fonti energetiche geotermiche nelle Isole Minori si hanno ad oggi due istanze per permesso di ricerca di risorse geotermiche sulla terraferma, una che riguarda l’Isola di Pantelleria e l’altra le Isole eolie, mentre è in atto vigente un solo permesso di ricerca di risorse geotermiche nell’Isola di Pantelleria.

In base al Piano di Sviluppo della Rete Elettrica di 2009 della società TERNA ” tra le esigenze di sviluppo negli scenari futuri si rileva la necessità di migliorare la qualità e la congruità del servizio di alcune isole minori della Sicilia, caratterizzate da assenza di alimentazione dalla rete del continente e dalla scarsa affidabilità dei sistemi di generazione isolana. Sono in corso studi per valutare l’opportunità di interconnettere all RTN del continente alcune isole minori, in particolare della Regione Siciliana, per le quali le caratteristiche morfologiche, la presenza di un sistema di distribuzione locale e la vicinanza al continente permettono una fattibilità tecnica del collegamento sottomarino”.


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101

8 - BILANCIO ENERGETICO REGIONALE L’assegnazione della competenza dei Piani Energetici Regionali prevista dalla legge 10/91, nel frattempo

ridisegnati come Piani Energetici Ambientali Regionali (PEAR), è un passo fondamentale del trasferimento di parte delle funzioni dello Stato alle Regioni.

Il Bilancio Energetico costituisce una fotografia del sistema energetico di un determinato territorio, in questo caso la regione Sicilia, e rappresenta uno strumento conoscitivo attraverso il quale vengono descritti i flussi energetici dei diversi vettori, relativamente alle attività di importazione, esportazione, trasformazione e utilizzo finale.

Il Bilancio Energetico Regionale (B.E.R.) è costituito, da un modello di contabilità energetica che descrive la formazione delle disponibilità (offerta di energia) e degli impieghi (domanda) di fonti energetiche che si realizza in un dato periodo di tempo (anno) nel sistema economico e sociale osservato (regione). In particolare, il B.E.R. consente:

• la descrizione completa e omogenea di tutte le operazioni di trasformazione dell'energia; • il calcolo di alcuni coefficienti tecnici, specie quelli relativi alle trasformazioni di energia; • una base per l'analisi dei consumi e per lo studio del risparmio energetico; • un valido collegamento con i dati macroeconomici; • un collegamento con le statistiche economiche in cui i prezzi si riferiscono sempre a quantità reali. Il patrimonio informativo che un B.E.R. fornisce, permette di effettuare due tipologie di analisi, note

comunemente in letteratura come analisi strutturali e analisi di impatto o previsionali. Nelle analisi di impatto, questo modello, si presta ad essere utilizzato per valutare l'effetto prodotto da

manovre di politica economica, che operano facendo variare direttamente le componenti dei consumi finali energetici o per effettuare esercizi di simulazione a scopo previsivo.

Il B.E.R. è compilato nel rispetto delle equivalenze tra l’energia immessa e l’energia ricavata, quest’ultima integrata con le perdite e i consumi avvenuti nella fase di produzione, trasformazione, trasporto, distribuzione ed utilizzo della stessa, cercando, inoltre, di rimanere il più possibile aderente ai propri obiettivi fondamentali, che nell’ambito della programmazione energetica regionale (PEARS) possono riassumersi in:

• obiettivo conoscitivo (conoscenza dei dati): sotto il profilo quantitativo e di individuazione dei flussi energetici in trasformazione ed in trasferimento;

• obiettivo interpretativo (elaborazione ed analisi): consentendo lo studio delle correlazioni esistenti tra le variabili energetiche e socio-economiche tali da documentare eventuali analisi e supportare scelte di intervento.

Tra i due obiettivi si può individuare un verso di utilizzazione, essendo il primo funzionale al secondo nel supportare le successive decisioni politiche che, per trovare ambito di applicazione a livello territoriale, le autorità responsabili hanno la necessità di poggiare sulla più ampia disaggregazione delle poste, in modo da poter analizzare in maggior dettaglio i vari settori in entrata e di impiego finale. 8.1 - La struttura generale del BER-Sicilia

Il bilancio energetico regionale (non definitivo) di sintesi (per gli anni 2007 e 2009), è stato costruito

adottando la stessa metodologia utilizzata dalla Regione Lombardia, con la quale, come si è detto, la Regione Siciliana collabora nell’ambito della partecipazione al progetto europeo Life+/Factor20.

Pertanto nella realizzazione del Bilancio Energetico Regionale è stato adottato un sistema semplificato basato sulla contabilizzazione dell’offerta di energia (produzione interna e importazioni dall’estero/da altre regioni), delle trasformazioni energetiche (fonti primarie trasformate in energia destinata agli usi finali) e della domanda negli usi finali (civile, industria, agricoltura e trasporti).

Tale sistema semplificato, si discosta dalla metodologia ENEA cui fa riferimento il PEARS-Sicilia per il bilancio energetico regionale dell’anno 2004.

Da un punto di visto pratico, il bilancio energetico regionale è costituito da una matrice composta da tre sezioni.

La prima sezione (in cui è riportata l’offerta delle fonti energetiche primarie e derivate) evidenzia la disponibilità di fonti energetiche per il territorio considerato.

Una seconda sezione è costituita dal sistema della trasformazione delle fonti primarie in prodotti energetici e non energetici; qui si computano le trasformazioni, gli usi non energetici, i bunkeraggi e le perdite di trasformazione e i consumi dei processi.

La terza sezione è costituita dal sistema dei consumi finali; qui confluiscono tutte le forme di prodotti energetici (primarie e derivate) che vanno ad essere impiegate nei settori Agricoltura, Industria, Civile, Trasporti.

Seconda e terza sezione fanno parte della macro sezione Impieghi. All’interno di tale matrice vengono costruite cinque sottomatrici rettangolari riferite alle seguenti classi

omogenee di fonti energetiche: • Combustibili solidi; • Prodotti petroliferi; • Combustibili gassosi; • Fonti energetiche rinnovabili;


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102

• Energia elettrica. Nel B.E.R. viene confrontata per ogni fonte energetica la rispettiva disponibilità (poste attive al netto delle

trasformazioni) con i relativi impieghi (poste passive), in modo tale da ottenere l'identità fondamentale di un bilancio energetico caratterizzata dall’uguaglianza tra consumo interno netto e consumi finali.

Le poste attive (disponibilità) sono individuate da: • produzione; • importazioni; • esportazioni; • variazione delle scorte a livello primario. Le poste passive (impieghi) sono individuate da: • trasformazioni; • usi non energetici (consumi finali non energetici); • bunkeraggi; • consumi e perdite del settore energetico; • usi energetici (consumi finali energetici). Nel modello preso a riferimento ogni fonte energetica aggregata comprende vettori energetici primari e

secondari. La voce "combustibili solidi" comprende: carbone fossile, lignite, coke di cokeria, gas di cokeria, gas

d'altoforno e altri prodotti solidi; in analogia con il BEAR Lombardia i consumi di legna non sono stati considerati tra i combustibili solidi ma come usi di biomassa tra le fonti rinnovabili.

I "prodotti petroliferi" comprendono: il petrolio greggio, semilavorati, olio combustibile, gasolio, distillati leggeri, benzine, carboturbo, petrolio da riscaldamento, G.P.L., gas di raffineria e altri prodotti petroliferi.

I "combustibili gassosi" sono costituiti dal gas naturale e dal gas d'officina. La voce "rinnovabili" comprende: le biomasse, il carbone da legna, eolico, solare, fotovoltaico, RSU, biogas,

produzione idroelettrica e geotermoelettrica; La voce "energia elettrica" riguarda la produzione derivante dalla trasformazione termoelettrica.

Nel preparare questo capitolo è stata effettuato un confronto di dati di bilancio riferibili agli anni 2004 - 2005 – 2007 - 2009 per l’energia elettrica e per il gas naturale, nonché per gli altri dati relativi alla produzione di fonti primarie ed al loro approvvigionamento.

Le verifiche effettuate hanno confermato la congruità dei dati. Del resto, va posto in rilievo che il grosso del sistema energetico regionale dal 2004 (data di riferimento per il PEARS) ad oggi va ormai incontro a dinamiche stabili che denotano trend piuttosto regolari e prevedibili in modo affidabile, perché la maggior parte delle ristrutturazioni in programma nelle centrali elettriche, nelle raffinerie, nell’industria petrolchimica e nelle altre significative realtà industriali presenti nell’Isola si avviano a compimento. C’è una certa evoluzione in aumento del trend dei consumi elettrici trend non confermato in queti ultimi due anni a causa della crisi economica che ha investito anche la regione Sicilia, maggior parte dei consumi nell’Isola è da attribuire agli usi termoelettrici che dal 2004 appaiono ragionevolmente stabili e lo stesso avviene per i consumi industriali su cui incidono, sostanzialmente, quelli dell’industria petrolchimica mentre qualche variazione si ha per il contingente erogato con il servizio a rete. Le variazioni sono da attribuire per tale voce sia alla variazione delle condizioni meteo climatiche, sia alla ulteriore penetrazione della metanizzazione in centri di secondaria importanza, mentre il sistema delle Piccole e Medie Imprese (PMI), in assenza delle infrastrutture in molti agglomerati industriali, non usufruisce ancora significativamente della risorsa.

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107

Assumendo come riferimento gli anni 2004 – 2005 - 2007 - 2009 e analizzando i trend di crescita si traggono alcune considerazioni relativamente alla domanda energetica

· sono aumentati i consumi finali nel settore industriale con un conseguente e proporzionale aumento del consumo di prodotti petroliferi (storicamente quota parte principale del fabbisogno energetico industriale siciliano)

· il calo dei consumi finali del settore trasporti congiuntamente ad un aumento del consumo di prodotti petroliferi nello stesso settore sottintende una può dare evidenza di una eventuale diminuzione del flusso veicolare.

· si evidenzia una diminuzione nei consumi di energia elettrica e un proporzionale aumento di quelli riconducibili alle FER, il tutto in diretta conseguenza di un aumento della quota produzione di energia elettrica da FER (entrata in esercizio di parchi eolici e impianti fotovoltaici su conto energia 2010)

· i consumi finali di combustibili gassosi sono diminuiti come diretta conseguenza della diminuzione del relativo consumo nel settore industriale

Con riferimento invece all’offerta energetica si evidenzia : · è aumentata la produzione di energia da FER

· produzioni e importazioni si mantengono pressoché costanti Fig 8.3

Fig. 8.4

Fig. 8.5

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2004200520072009


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108

Fig. 8.6

Fig. 8.1

L‘esito delle elaborazioni relative al 2009 per i singoli vettori energetici evidenzia una netta predominanza dei prodotti petroliferi (46%) sul totale. Seguono energia elettrica (36%), combustibili gassosi (14,5%), ed infine fonti energetiche rinnovabili che ancora incidono solo per il 2%.

Le elaborazioni per singolo settore evidenziano come nel settore civile ci sia ancora netta predominanza dell’energia elettrica (73,7%) e dei combustibili gassosi (21%) ed una piccola quota relativa elle fonti energetiche rinnovabili (4,5%). Il settore trasporti vede per la quasi totalità impegnati prodotti petroliferi (98,3%). Il settore industriale, trainante nei consumi vede la stessa ripartizione dei consumi finali e quindi prevalenza di prodotti petroliferi su energia elettrica, combustibili gassosi (metano), combustibili solidi e fonti energetiche rinnovabili.

La ripartizione dei consumi finali per singolo settore evidenzia come l’industria utilizzi il 43% delle risorse ed il restante 54% sia quasi equamente ripartito tra settore civile e trasporti.

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400.000

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2004200520072009

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109

9 – EMISSIONE DI ANIDRIDE CARBONICA (CO2) Nel 1988 nasce l'IPCC, Intergovernamental Panel on Climate Change, costituito all'interno delle Nazioni

unite per studiare gli effetti del riscaldamento globale. Nel Febbraio 1991, si avvia l’attività del Comitato intergovernativo che porta avanti i negoziati per redigere la United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC), convenzione quadro delle Nazioni unite sui cambiamenti climatici.

A livello internazionale, pertanto, la tematica della contabilizzazione dei gas serra si traduce in termini di riduzione degli stessi e diviene materia di acceso interesse da parte della Convenzione Quadro sui Cambiamenti Climatici.

Nell’ambito del Protocollo di Kyoto e dei successivi accordi internazionali (Burden Sharing Agreement 1998), l’Italia ha assunto l’impegno di abbattere le emissioni di gas serra entro il periodo 2008-2012 del 6,5% rispetto al livello accertato per il 1990.

Dopo Kyoto, l’Unione Europea, ribadisce l’impegno ad una riduzione entro il 2020 del 20% delle emissioni rispetto al 1990, e del 30% per la stessa data, se altri Paesi faranno tagli consistenti.

Il Parlamento ha, infatti, approvato il cosiddetto “pacchetto clima 20/20/20”, che impegna i Paesi UE a ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra, ad accrescere l’efficienza energetica del 20% e ad aumentare le rinnovabili del 20% entro il 2020.

La direttiva 2003/87/CE “Emissions Trading” ha istituito un sistema europeo per lo scambio di quote di emissione dei gas ad effetto serra. La direttiva si applica a tutte le installazioni dei settori industriali a maggiori emissioni di CO2: produzione di energia elettrica, raffinazione, siderurgia, cemento, calce, vetro, laterizi, carta e ad impianti di combustione.

Ciascuna installazione industriale riceve per un dato anno un determinato quantitativo di quote di CO2 (1 quota = 1 tonnellata di CO2) e nell’anno successivo deve restituire quote pari alle emissioni di CO2 che ha effettivamente prodotto: se le tonnellate emesse sono maggiori delle quote che l’installazione ha ricevuto dovrà approvvigionarsi sul mercato delle quote mancanti, se minori potrà vendere sul mercato le quote in surplus

9.1 - Impegni di riduzione per l’Italia (fonte ENEA)

Le emissioni italiane di gas serra, contrariamente all’obiettivo di riduzione fissato al 2012, del 6,5% rispetto al 1990, aumentano al 2007 del 7,3.

Il trend emissivo è fuori target di Kyoto, motivo per cui allo stato attuale si sposta l’attenzione delle possibili politiche da attuare per un periodo cosi chiamato post- Kyoto, all’orizzonte temporale del 2020.

Il trend delle emissioni di gas serra che parte da 516,9 MtCO2 eq.nel 1990, passa per 550,4 MtCO2 eq. nel 2000, registrando un picco nel 2005 con 573,6 MtCO2 eq., per poi scendere, complice il momento economico in forte decrescita, fino a 544 MtCO2 eq. nel 2008.

L’obiettivo da raggiungere in ottemperanza al Protocollo di Kyoto è fissato con un valore medio, nel periodo 2008-2012, a 483,3 MtCO2 eq. al 2012, il gap sugli scenari previsionali di riferimento è di 58,5 MtCO2 eq..

9.2 – Emissioni regionali di anidride carbonica storiche rispetto all’anno di riferimento (1990)

Nel Bilancio Energetico Ambientale la valutazione delle emissioni non ha lo scopo di costruire un

inventario delle emissioni, bensì di associare un’emissione di gas climalteranti al consumo energetico annuo di uno specifico “incrocio” vettore-settore.

Alla luce di questa finalità, il metodo utilizzato nei Bilanci Energetici risulta semplificato rispetto all’approccio seguito negli inventari delle emissioni. L’inquinante-indicatore scelto per l’elaborazione del Bilancio Ambientale regionale è la CO2 equivalente, sintomatica dell’impatto globale degli usi energetici e utilizzato come parametro chiave nella pianificazione europea e internazionale.

Nel 1990 le emissioni di anidride carbonica pro-capite in Italia erano stimate in media in 8,3 t/abitante mentre nella Regione Siciliana le emissioni medie di anidride carbonica pro-capite attribuibili al solo sistema energetico si stimavano in 8,24 t/abitante.


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110

Tab. 9.1 Regioni. Emissioni di CO2 per quota parte su totale

Fonte ENEA – Inventario annuale delle emissioni di gas serra su scala regionale

Fig. 9.1 Variazione complessiva per CO2 emessa nel 2006 rispetto l’anno base

Fonte ENEA – Inventario annuale delle emissioni di gas serra su scala regionale

La pressione ambientale nella Regione Siciliana, che ospita industrie ad elevata intensità energetica, è

forte, ciò principalmente si deve, come già detto, alla presenza di cinque raffinerie attive nella regione - che incidono per il 40% sulla capacità di raffinazione effettiva nazionale - di stabilimenti petrolchimici, distillerie di alcool, cementifici e di altre industrie per materiali da costruzione.


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111

La Regione Siciliana, malgrado la modesta entità e diffusione del suo tessuto industriale ordinario, è uno fra i territori del Paese con maggiori impatti ambientali.

Per avere una cognizione più precisa delle emissioni di gas climalteranti dovute all’industria energetica, ma anche al rimanente tessuto industriale, occorre considerare che, oltre alle emissioni dirette dei loro impianti, esse inducono le emissioni dovute all’energia elettrica prodotta dalle centrali elettriche e dagli autoproduttori (in gran parte operanti presso le raffinerie) per soddisfare la relativa domanda.

A seguito dell’entrata in esercizio delle centrali a ciclo combinato alimentate a gas naturale in alcune centrali dell’ENEL Pro. (nei poli di Priolo Gargallo, SR, e Termini Imerese, PA) si può stimare , relativamente all’anno 2005, un’aliquota di emissioni di anidride carbonica da attribuire alla sola produzione elettrica in 14,4 Mt. Le emissioni dovute all’autoproduzione fanno invece parte di quelle attribuibili al comparto della raffinazione.

Le emissioni complessive di anidride carbonica nel 1990 nel territorio della Regione Siciliana si stimavano in 42,53 Mt, suddivise come è mostrato nella figura seguente.

Fig. 9.2

Le emissioni complessive di anidride carbonica nel 2004 nel territorio della Regione Siciliana possono stimarsi in 45,75 Mt. La seguente figura indica il contributo delle varie attività. Fig. 9.3

In sintesi dunque le emissioni totali di anidride carbonica stimate in Sicilia nel 2004 erano di 45,75 Mt/anno, di cui 13,2 attribuibili agli impianti di raffinazione e 14,4 agli impianti di produzione energetica, talché per questi comparti si ha un totale di 27,6 Mt/anno equivalenti al 60% delle emissioni totali. A fronte di questa condizione di pesante vincolo, imposta in larga parte da attività di interesse sovra regionale, il Piano Nazionale di Assegnazione delle emissioni di anidride carbonica per il Protocollo di Kyoto attribuisce alla


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112

Regione Siciliana, per il 2007, un limite complessivo di 24,3 milioni di tonnellate di emissioni (di cui 20,76 Mt per raffinerie e produzione di energia elettrica). 9.3 - Le assegnazioni di emissioni di anidride carbonica per il triennio 2005-2007 nella Regione

Siciliana (da PEARS)

Nello Schema di Decisione di assegnazione delle quote di emissione di anidride carbonica per il periodo 2005-2007 preparato ai sensi dell’articolo 11, par. 1 della direttiva 2003/87/CE, le assegnazioni nella Regione Siciliana sono quelle indicate . Tab.9.2 Assegnazioni delle emissioni di anidride carbonica per categoria di impanto nella Regione Siciliana

Nella tabella, per il comparto della raffinazione, sono riportate le emissioni di anidride carbonica

assegnate dal Piano Nazionale in Italia per il periodo 2005-2007 e la indicazione delle percentuali di assegnazione attribuite alle singole raffinerie siciliane (Totale Italia 37,6 Mt/a - Sicilia 13,1 Mt/a).

A fronte di una capacità di raffinazione pari al 40% di quella nazionale, le assegnazioni delle emissioni di CO2eq ammontano per la sola raffinazione ad un 55% di quelle nazionali, mentre il totale delle assegnazioni per le emissioni di CO2eq è pari all’11% di quello previsto per il Paese.

Il Gruppo di lavoro del PEARS ha effettuato delle verifiche utilizzando dati dell’UPI, del MAP e dell’ENEA-SIER, riscontrando che, in relazione alle produzioni storiche, le assegnazioni del Governo italiano al comparto della raffinazione del greggio rispecchiano uno scenario plausibile in ordine alle emissioni di anidride carbonica attese con l’attuale assetto tecnologico e produttivo (includendovi l’autoproduzione di energia elettrica).

Fig. 9.4

Il PNA 2008 - 2012 dell’Italia, concretizzatosi nella “Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il

periodo 2008 – 2012” (v. Supplemento Ordinario alla Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana n. 291 del 13 dicembre 2008), costituisce l'atto conclusivo di un procedimento amministrativo iniziato nel mese di agosto 2006.

Con decreto 28 febbraio 2008 i Ministri dell’ambiente, della tutela del territorio e del mare e dello sviluppo economico approvavano la “Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il periodo 2008-2012”, pubblicata nel S.O. alla Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana n. 291 del 13 dicembre 2008.

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Technology

2010 Sicily Energy Report / Rapporto Energia 2010 - Dati sull'energia in Sicilia