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Dichiarazione ambientale 2005

Aggiornamento anno 2004

Centrale Termoelettrica di Piacenza

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Dichiarazione ambientale 2005 Dati aggiornati al 31/12/2004

Edipower S.p.A. – Centrale Termoelettrica di Piacenza (Codice NACE 40.10: Produzione e distribuzione di energia elettrica) Questo sito è dotato di un sistema di gestione ambientale e i risultati raggiunti in questo settore sono comunicati al pubblico conformemente al sistema comunitario di ecogestione e audit.

rev. 1 - 24-05-05

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La spiegazione dei termini specifici del Sistema di Gestione Ambientale (SGA) e dei principali termini tecnici è riportata nel glossario al termine della presente Dichiarazione Ambientale.

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INDICE Presentazione 9 Edipower S. p. A. 11 La politica per l’ambiente e la sicurezza di Edipower 12 La politica ambientale della Centrale 13 L’attività svolta nel sito 15

La trasformazione in ciclo combinato 15

Il miglioramento ambientale 20

Aspetti Ambientali 22

Aspetti Ambientali diretti 22

Aspetti Ambientali indiretti 30

Il programma ambientale 31 Sistema di gestione ambientale 33 Compendio dei dati ambientali dell’esercizio 2004 34 Appendice 45

Limiti di legge per le emissioni 45 Limiti di legge per gli effluenti liquidi 45

Informazioni al pubblico 46

La registrazione EMAS - validità e convalida della Dichiarazione Ambientale 46

Glossario 47

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Presentazione

Piacenza 10/04/2005

Il presente aggiornamento della “Dichiarazione Ambientale” della Centrale termoelettrica di Piacenza, è stato redatto nel rispetto del Regolamento CE 761/2001. Le informazioni contenute sono aggiornate al 31/12/2004 e integrano quelle relative ai dati al 31/12/2002 e 31/12/2003, contenute nelle Dichiarazioni Ambientali del 2003 e del 2004; in questo modo sono resi disponibili ulteriori elementi che consentono un confronto con i dati già forniti, e un’analisi delle variazioni che si sono verificate nel corso dell’anno appena trascorso. Nella presente Dichiarazione Ambientale ritengo utile ripetere alcuni passaggi già riportati nelle precedenti Dichiarazioni Ambientali; lo scopo è quello di fornire, a coloro che per la prima volta leggono la nostra Dichiarazione Ambientale, un aiuto a comprendere meglio il contenuto del documento. Il presente documento consolida la volontà di operare con la massima trasparenza verso la cittadinanza, le autorità e gli enti locali, le imprese confinanti e quelle operanti all’interno della Centrale, nonché tutto il nostro personale. Il continuo miglioramento delle prestazioni della Centrale, l’adeguamento all’evoluzione tecnologica ed il rispetto dell’ambiente rappresentano le linee guida delle nostre attività. Voglio ricordare che la Centrale è sempre disponibile a fornire qualsiasi informazione aggiuntiva di pertinenza tecnica ed ambientale e si farà interprete delle proposte e degli spunti che ci giungeranno su tale tema. La sensibilità e l’attenzione ai temi ambientali da parte del personale della Centrale contribuisce a mantenere efficiente il sistema di gestione ambientale di cui ci siamo dotati.

Il Capo Centrale Ezio Rorato

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Edipower S.p.A.

Edipower S.p.a., con il suo parco di oltre 7000 MW, rappresenta il secondo operatore in Italia nel campo della produzione di energia elettrica. La sede legale è a Milano in Foro Buonaparte, 31. Il codice NACE è 40.10 (produzione e distribuzione di energia elettrica). Alla società Edipower appartengono i sottoelencati impianti, dislocati sul territorio nazionale come riportato in figura 1: Centrale termoelettrica di Turbigo (MI); certificata ISO 14001 – n° 3252

registrata EMAS – I 000051 Centrale termoelettrica di Brindisi (BR); certificata ISO 14001 – EMS-707 Centrale termoelettrica di Chivasso (TO); certificata ISO 14001 – EMS-313

registrata EMAS – I 000176 Centrale termoelettrica di Piacenza (PC); certificata ISO 14001 – EMS-399

registrata EMAS – I 000167 Centrale termoelettrica di San Filippo del Mela (ME); certificata ISO 14001 – EMS-231

registrata EMAS – I 000178 Centrale termoelettrica di Sermide (MN); certificata ISO 14001 – EMS-678

registrata EMAS – I 000096 Nucleo idroelettrico di Udine (UD). certificata ISO 14001 – EMS-708 Nucleo idroelettrico di Mese (SO); Nucleo idroelettrico di Tusciano (SA); Nel periodo 2003-2008, Edipower ha in programma rilevanti investimenti per il rinnovo del parco impianti, con l'obiettivo di conseguire significativi miglioramenti ambientali e di efficienza produttiva. Inoltre Edipower vuole rafforzare la propria posizione competitiva realizzando la conversione in ciclo combinato di alcune sue centrali, tra queste rientra la Centrale di Piacenza. La Centrale è in fase di trasformazione a ciclo combinato (CCGT); i lavori eseguiti nel 2004 sono stati effettuati in linea con il programma temporale prefissato, pertanto la data di entrata in esercizio rimane fissata all’inizio del 2006 (Tabella 8 a pag. 32 - Obiettivo 1.01). Si ricorda che i lavori sono iniziati nell’agosto 2003 con la preparazione dell’area destinata ad ospitare le imprese appaltatrici e la demolizione delle parti di impianto installate nell’area individuata per la costruzione dei nuovi gruppi; sono proseguiti nell’anno 2004 con la realizzazione di tutte le opere allocate nel sottosuolo (fondamenta, fognature, percorsi cavi, ecc.), con la costruzione degli edifici e con l’installazione, per citare i macchinari più importanti, dei Turbocompressori (TG), dei Generatori di Vapore (GVR) e degli alternatori.

Figura 1 Distribuzione geografica degli impianti Edipower

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La politica per l’ambiente e la sicurezza di Edipower

Consapevole che l’ambiente e la sicurezza rappresentano un vantaggio competitivo in un mercato sempre più allargato ed esigente nel campo della qualità e dei comportamenti, la Direzione di Edipower ha deciso di elaborare la Politica per l’Ambiente e la Sicurezza della Società, che focalizza i principi generali su cui si basano le scelte e le decisioni aziendali in materia di tutela della salute e sicurezza dei lavoratori e di protezione dell’ambiente. Sulla base di tali principi la Direzione ha elaborato gli obiettivi che intende perseguire e ha individuato gli strumenti per raggiungerli. Nella gestione delle proprie attività, Edipower si ispira ai seguenti Principi:

• L’energia prodotta deve essere garantita nel rispetto e nella tutela della qualità dell’ambiente e nella tutela della sicurezza del personale interno ed esterno all’azienda. • La riduzione dell’impatto ambientale e il miglioramento degli standard di sicurezza negli ambienti di lavoro rientrano tra i criteri che concorrono alla definizione delle strategie aziendali. • La consapevolezza di ciascuno (dipendenti, collaboratori, fornitori, appaltatori) in merito alle implicazioni ambientali e di sicurezza delle proprie attività costituisce elemento indispensabile per il miglioramento delle prestazioni di tutta l’azienda. Per tradurre nella pratica operativa i principi di cui sopra, Edipower si impegna a perseguire i seguenti Obiettivi : • Operare nel rispetto della normativa ambientale e di sicurezza applicabile, perseguendo i miglioramenti possibili nelle direzioni delineate dagli orientamenti nazionali e internazionali. • Prevenire l’inquinamento ed ottimizzare l’uso delle risorse naturali attraverso un impiego razionale ed efficiente delle risorse energetiche, l’ottimizzazione del ciclo dei rifiuti, la realizzazione di impianti ad elevato rendimento e l’utilizzo delle migliori tecnologie a costi economicamente accettabili. • Promuovere attività di sensibilizzazione e formazione ambientale e di sicurezza dei propri dipendenti, collaboratori, fornitori e appaltatori. • Incrementare le attività per la sicurezza e la tutela della salute del personale negli ambienti di lavoro. • Promuovere e mantenere un rapporto di massima collaborazione e trasparenza con la collettività e le istituzioni. Per il raggiungimento degli obiettivi che si è impegnata a perseguire, Edipower adotta i seguenti Strumenti: • Attuazione di sistemi di gestione ambientale e della sicurezza, conformi alle norme tecniche e comunitarie di riferimento. • Individuazione di idonei indicatori delle prestazioni ambientali e di sicurezza e loro monitoraggio. • Apertura delle Unità Produttive alle comunità locali, promozione di progetti di valorizzazione della fruibilità delle aree adiacenti le Unità Produttive. La Politica per l’Ambiente e la Sicurezza costituisce l’indirizzo al quale tutto il personale è tenuto a conformarsi nello svolgimento delle proprie mansioni e il quadro di riferimento per le Unità Produttive per la pianificazione e gestione delle proprie attività. 02/12/2002 L’Amministratore Delegato Giordano Serena

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La politica ambientale della Centrale

Il rispetto per l’ambiente ed il miglioramento continuo della sua protezione sono delle priorità per la Direzione della Centrale e per tutto il personale. In conformità con la norma UNI EN ISO 14001, con il Regolamento EMAS e con la politica ambientale e di sicurezza della società Edipower, la Centrale si impegna a: Produrre energia elettrica nel rispetto e nella tutela dell’ambiente e della sicurezza delle persone all’interno ed all’esterno dell’azienda. Promuovere e svolgere tutte le attività per identificare e ridurre gli impatti ambientali della Centrale e migliorare gli standard di sicurezza negli ambienti di lavoro. Svolgere attività di formazione per diffondere nel personale della Centrale un sempre maggior senso di responsabilità verso l’ambiente e la sicurezza nel lavoro. Gestire tutte le attività del sito in conformità con le leggi e regolamenti locali, regionali e nazionali, e con gli Standard Aziendali e monitorare tale conformità. Gestire la Centrale, progettare e realizzare le eventuali modifiche o nuove attività in modo da tenere in debito conto le interazioni con i vari comparti ambientali e con il contesto territoriale del sito al fine di prevenire, tenere sotto controllo e minimizzare, ove possibile, gli impatti sull’ambiente inerenti le attività del sito. Assicurare la sistematica valutazione delle prestazioni ambientali del sito al fine di fornire gli elementi necessari per il miglioramento. Ridurre l’impatto ambientale della propria attività anche mediante il riciclaggio dei sottoprodotti. Ottimizzare l’uso delle risorse naturali mediante un impiego razionale ed efficiente delle risorse energetiche e delle materie prime, l’utilizzo di impianti ad elevato rendimento e delle migliori tecnologie disponibili a costi economicamente accettabili. Comunicare con i clienti, i fornitori, gli appaltatori e con il pubblico per migliorare la gestione ambientale e mantenere un rapporto di massima collaborazione con le autorità pubbliche locali. L’introduzione ed il mantenimento di un Sistema di Gestione Ambientale, conforme alla Norma UNI EN ISO 14001 e al Regolamento (CE) 761/01 «sull’adesione volontaria delle imprese del settore industriale a un sistema comunitario di ecogestione ed audit» (EMAS) è lo strumento gestionale adottato per perseguire questa politica. 19 dicembre 2002

Il Capo Centrale Ezio Rorato

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L’attività svolta nel sito

L’attività svolta è la produzione di energia elettrica; attualmente l’energia elettrica è prodotta da due sezioni di potenza di circa 330 MW l’una. Il processo è riportato in figura 2:

La produzione di energia elettrica avviene in ognuna delle sezioni (o gruppi) della Centrale i cui componenti principali sono: Caldaia - nella quale il combustibile (olio denso, gas naturale) brucia e con il calore sviluppato produce vapore. Turbina a vapore - trasforma l’energia termica del vapore in energia meccanica. E’ costituita da tre stadi di alta, media e bassa pressione, installati su un medesimo albero che pone in rotazione l’alternatore. Il vapore, dopo aver attraversato i tre stadi della turbina, viene scaricato al condensatore. Condensatore - è il componente nel quale il vapore viene riportato allo stato liquido utilizzando come liquido refrigerante l’acqua del Po, prelevata dall’opera di presa e restituita senza ulteriori processi. Ciclo condensato alimento - è l’insieme dei macchinari che consentono di riutilizzare l’acqua condensata riportandola in caldaia per produrre nuovamente vapore. Alternatore - composto da una parte rotante (rotore) collegato rigidamente allo stesso asse di rotazione della turbina e da una parte fissa (statore). Esso serve per trasformare l’energia meccanica della turbina in energia elettrica. Trasformatore principale - l’energia elettrica prodotta dall’alternatore a 20 kV, viene trasformata a 380 kV per essere trasportata sulla rete elettrica nazionale.

La trasformazione in ciclo combinato

Le motivazioni che hanno portato alla trasformazione della Centrale di Piacenza da “Termoelettrica di tipo tradizionale” a “Termoelettrica a ciclo combinato”, sono riconducibili all’elevato rendimento delle nuove turbine a gas e alla conseguente riduzione dell’impatto ambientale. Nonostante l’aumento di potenza dagli attuali 660 MW ai 790 MW previsti, il nuovo impianto consentirà una riduzione delle emissioni complessive in atmosfera. La Centrale di Piacenza è stata autorizzata, con Decreto MICA n. 9/2001 del 23.04.2001, alla trasformazione in ciclo combinato delle due esistenti sezioni da circa 330 MW, mediante l’installazione di due turbine a gas di taglia 250 MW ciascuna, i cui gas di scarico, attraverso due caldaie a recupero, alimenteranno una delle due turbine a vapore esistenti riutilizzata per una potenza di 290 MW. Il futuro assetto della Centrale, con i nuovi gruppi a ciclo combinato, è rappresentato in figura 3.

Figura 2 Schema semplificato del ciclo.

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Il nuovo impianto

Il nuovo impianto è in costruzione ad est della Centrale attuale sarà costituito principalmente da:

• 2 TG (turbogas) • 2 GVR (Generatori di Vapore a Recupero), dotati di ciminiere per lo scarico dei gas di altezza pari a 90 m • 1 turbina a vapore utilizzante il vapore prodotto dai due GVR • 1 condensatore di vapore • 3 alternatori • 3 trasformatori principali

L'acqua di raffreddamento del condensatore sarà prelevata dal fiume Po e restituita allo stesso utilizzando le esistenti opere di prelievo e scarico.

Gli elementi nuovi che verranno introdotti nel ciclo sono: Turbogas (TG): è costituito dal compressore assiale, dalla camera di combustione e dalla turbina a gas. La combustione del metano produce gas ad alta temperatura e pressione che pone in rotazione la turbina e, di sequenza, l’alternatore ad essa collegato.

Figura 4 Sezione del TG - 1) Ingresso aria 2) Compressore 3) Camera di combustione 4) Turbina 5) Scarico Gas al GVR

TRASFORMATORE AL CAMINO

GVR AL CAMINO

15,75/380 kV

TRASFORMATORE

GVRALTERNATORE

ALTERNATORE

290 MW

TURBINA A VAPORE

TURBINA A GAS

TURBINA A GAS

250 MW

VAPORE

TRASFORMATORE

20/380 kV

15,75/380 kV

CONDENSATORE FIUME PO

ALTERNATORE

250 MW

Figura 3 Schema del ciclo combinato.

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Foto del TG 1

Generatore di Vapore a Recupero (GVR): sfrutta il calore contenuto dai gas di scarico del turbogas per produrre vapore in tre livelli di pressione a partire dal condensato pompato dal condensatore esistente (fig.5).

Figura 5 Sezione del GVR

Del vecchio impianto restano: Turbina a vapore : trasforma l’energia termica del vapore in energia meccanica. E’ costituita da tre stadi di alta, media e bassa pressione, installati su un medesimo albero che pone in rotazione l’alternatore. Il vapore, dopo aver attraversato i tre stadi della turbina, viene scaricato al condensatore. Condensatore: è il componente nel quale il vapore viene riportato allo stato liquido utilizzando come liquido refrigerante l’acqua del fiume Po, prelevata dall’opera di presa e restituita senza ulteriori processi. Alternatore: composto da una parte rotante (rotore) collegato rigidamente allo stesso asse di rotazione della turbina e da una parte fissa (statore). Esso serve per trasformare l’energia meccanica della turbina in energia elettrica.

Flusso gas dal TG

Gas al camino

Pannelli scambiatori gas/acqua-vapore (arpe)

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Nasce la nuova Centrale di Piacenza.

Operazioni di scavo – Febbraio 2004

Preparazione delle fondamenta – Maggio 2004

Installazione del GVR 1 – Agosto 2004

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Costruzione dell’edificio TG – Luglio 2004

Posizionamento della turbina del Gruppo 1 – Settembre 2004

Montaggio scambiatori (arpe) nel GVR 2 – Novembre 2004

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Il miglioramento ambientale Il rendimento dell’impianto passerà indicativamente dal 40% al 55%, ciò comporterà una significativa diminuzione degli effluenti rilasciati rispetto alla situazione attuale, dovuto principalmente all’utilizzo del gas naturale come combustibile. In Tabella 1 seguente sono quantificate le variazioni degli aspetti ambientali.

Tabella n° 1

Emissioni in atmosfera Gli elevati rendimenti e l’utilizzo di gas naturale assicureranno minori emissioni di CO2 per kWh prodotto, in linea con la strategia, sia a livello europeo che nazionale, di controllo e contenimento dei gas ad effetto serra. Inoltre l’utilizzo del gas naturale come combustibile comporterà l’eliminazione dell’emissione di SO2 e di polveri; contribuisce inoltre all’eliminazione del rischio di inquinamento dovuto alla movimentazione dei combustibili liquidi attualmente usati. La formazione degli NOx verrà minimizzata mediante l’utilizzo di bruciatori a basso sviluppo di NOx. Risorse idriche L'utilizzazione delle acque impiegate per il raffreddamento dei condensatori subirà una sensibile riduzione perché, con la trasformazione, ne verrà utilizzato uno solo rispetto ai due attualmente in servizio; sarà ridotto anche il prelievo delle acque di pozzo, necessarie per la produzione di acqua demineralizzata da trasformare in vapore, perché la maggior parte dell’energia elettrica prodotta sarà generata dalle due sezioni turbogas del CCGT (tab. 1). Rumore Grazie all’insonorizzazione e all’adozione di componenti a bassa “rumorosità”, si attuerà una diminuzione generalizzata della immissione sonora. Radiazioni non ionizzanti Le radiazioni non ionizzanti significative sono costituite dai campi elettromagnetici della stazione elettrica ad alta tensione a 380 kV, e da quelli delle linee aeree di trasmissione dell’energia che da essa partono. Con la realizzazione dei nuovi gruppi a CCGT, la futura stazione elettrica sarà di tipo blindato e i campi elettromagnetici generati nella stazione subiranno una considerevole riduzione. (Obiettivo 5.01 del Programma ambientale a pag. 31). Rifiuti La quantità dei rifiuti prodotti subirà una importante diminuzione dopo la realizzazione dei nuovi gruppi che utilizzano esclusivamente metano, infatti dai dati contenuti nella tabella 1 si nota una riduzione del 70 % dei fanghi provenienti dal trattamento delle acque reflue (conseguente al minor utilizzo di acqua negli impianti di rigenerazione), del 75 % dei rifiuti oleosi e del 100% delle scorie di caldaia e delle morchie di olio combustibile denso.

Aspetti ambientali Unità di misura

Variazione tra la situazione attuale e futura

Scarichi termici nel fiume PO MW - 40 % Produzione di fanghi da trattamento reflui t/anno - 70 %

Emissioni di SO2 mg/Nm3 - 100 %

Emissioni di SO2 Kg/h - 100 %

Emissioni di NOX mg/Nm3 - 90 %

Emissioni di NOX Kg/h - 75 %

Emissioni di CO Kg/h - 20 %

Emissioni di Polveri mg/Nm3 - 100 %

Emissioni di Polveri Kg/h - 100 %

Smaltimento scorie di caldaia t/anno - 100 %

Smaltimento rifiuti oleosi t/anno - 75 %

Smaltimento morchie da OCD t/anno - 100 %

Utilizzo di risorse idriche t/anno - 80 %

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Teleriscaldamento Nella fase di realizzazione della nuova Centrale, vengono effettuate modifiche impiantistiche alla Turbina a vapore per realizzare, con la Società TESA, il teleriscaldamento della città di Piacenza. A tal proposito in data 18/10/2004 la nostra Società e la Società TESA S.p.A., hanno stipulato il “Contratto di beni e servizi correlati alla realizzazione del servizio di teleriscaldamento nella città di Piacenza”, con il quale le Società intendono cooperare per favorire lo sviluppo del teleriscaldamento nella città di Piacenza con conseguenti benefici energetici ed ambientali. La Centrale di Piacenza fornirà, nella fase iniziale di sviluppo del servizio di teleriscaldamento, il calore proveniente da uno “spillamento” (sottrazione di vapore) della turbina a vapore, con una erogazione di calore pari a 20 MW termici; per un futuro potenziamento del servizio, la Centrale metterà a disposizione vapore di altri due “spillamenti”. Inoltre la Centrale mette a disposizione anche il terreno per la realizzazione della “Centrale di integrazione e pompaggio”, dalla quale sarà fatta circolare l’acqua calda negli impianti di riscaldamento della città raggiunti dal servizio.

Inoltre, per l’alta affidabilità dei nuovi gruppi, oltre al miglioramento ambientale, ne deriva anche il miglioramento della qualità del servizio fornito all’utenza. Peraltro la realizzazione delle nuove opere, presenta anche un vantaggio socio-economico, perché nella fase di cantiere si prevede un impiego medio di manodopera di circa 250 unità, con un massimo previsto di 500.

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Aspetti ambientali

Aspetti ambientali diretti Gli aspetti ambientali diretti sono quelli associati alle attività svolte nel sito; i loro impatti ambientali sono sottoposti a controllo gestionale totale da parte della Centrale. Nel seguito, per ognuno degli impatti ambientali risultati significativi, si evidenziano i sistemi di prevenzione dell’inquinamento messi in atto per ridurne l’incidenza ed i relativi sistemi di monitoraggio e controllo. Emissioni in aria Le emissioni che derivano dalla combustione dell’olio e del gas naturale utilizzati, sono caratterizzate dalla presenza di biossido di zolfo, ossidi di azoto, polveri, monossido di carbonio e anidride carbonica. Il 01/01/2003 sono entrati in vigore i nuovi limiti emissivi (appendice - pag. 45), ciò ha richiesto la modifica del mix dei combustibili utilizzati, meno olio combustibile e più metano (tabella 9 a pag. 35 - grafici 13 e 14 a pag. 42). In tabella 2, che riporta i valori medi delle emissioni, espresse in t/anno, del triennio 2002÷2004, si nota che a parità di produzione di energia elettrica (tab. 10 – pag. 36) si sono modificati i dati di emissione. Questo perché, relativamente all’olio combustibile, è necessario considerare anche la qualità bruciata; l’utilizzo dei prodotti definiti BTZ (Basso Tenore di Zolfo, con percentuale di zolfo tra 0,5 e 1), rispetto a prodotti definiti MTZ (Medio Tenore di Zolfo, con percentuale di zolfo tra 1 e 1,5), fanno in modo di ridurre le emissioni di SO2; infatti pur essendo diminuito nel 2004, rispetto al 2003, il rapporto tra i combustibili bruciati, meno gas naturale e più olio combustibile, è diminuita la quantità di SO2 emessa, dovuta proprio alla percentuale media di zolfo contenuta nell’olio combustibile bruciato nel 2003 che era di 0,91, contro lo 0,41 di quello bruciato nel 2004. L’importanza della qualità dell’olio combustibile bruciato è evidente raffrontando i dati relativi agli anni 2002 e 2004, dove a fronte di consumi quasi uguali, la differenza di percentuale media di zolfo, 1,43 % nel 2002 e 0,41% nel 2004, ha fatto in modo di emettere in atmosfera una quantità di SO2 notevolmente inferiore. Il maggior utilizzo di olio combustibile nel 2004 rispetto al 2003, ha elevato, sempre nel massimo rispetto delle concentrazioni massime di legge, la quantità di polveri emesse; rispetto al 2002 la diminuzione è sicuramente sensibile. La riduzione degli NOX è stata invece ottenuta mediante una modifica sul sistema dei bruciatori, che mantiene più bassa la temperatura della fiamma in camera di combustione. Nei grafici da 8 a 11 alle pag. 39 e 40, sono riportati i dati delle emissioni totali e specifiche degli ultimi anni. Il grafico 12 a pag. 41 mette in evidenza che le emissioni della Centrale nel corso del 2004 sono sempre state inferiori a quanto consentito con i limiti di legge.

Tabella n° 2

Gruppo 3 Gruppo 4 Totale Parametro t /anno 2002 2003 2004 2002 2003 2004 2002 2003 2004

SO2 3712 1039 842 3543 1093 964 7255 2132 1806

NOX 1430 583 560 1456 679 672 2886 1262 1232

Polveri 104 36 40 97 46 54 201 82 94

CO 6 20 22 18 32 18 24 52 40

CO2 (*) 795 694 708 763 783 787 1558 1477 1495 (*) valore calcolato (migliaia di t)

Biossido di zolfo Il biossido di zolfo (SO2) prodotto è proporzionale allo zolfo contenuto nel combustibile utilizzato nel processo di combustione; lo zolfo è contenuto nell’olio combustibile in quantità variabile, mentre è assente nel gas metano. Ossidi di azoto La formazione di ossidi di azoto (NOX), legata alla presenza di azoto nell’aria e nel combustibile, è funzione principalmente della temperatura raggiunta dalla fiamma durante la combustione. Polveri nei fumi Si tratta della frazione più fine del particolato prodotto nella combustione di sostanze liquide, caratterizzato da un piccolo diametro aerodinamico tale che la diffusività in atmosfera è paragonabile a quella di un gas.

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Anidride carbonica L’anidride carbonica o biossido di carbonio (CO2), e il vapore acqueo, sono i prodotti principali delle reazioni di combustione delle catene idrocarburiche degli oli combustibili impiegati, nonché del gas naturale. I quantitativi di CO2 non sono monitorati con metodologie dirette, ma sono calcolati sulla base della stechiometria delle reazioni di combustione e dei quantitativi di olio combustibile e/o gas naturale utilizzati nel processo produttivo. La riduzione delle emissioni di CO2 per kWh prodotto è realizzata con l’uso crescente di gas naturale (che presenta una emissione specifica più bassa), e di impianti a ciclo combinato che hanno un rendimento più elevato. La conversione della Centrale in ciclo combinato consentirà anche una minore emissione di CO2 rispetto all'energia prodotta.

Monossido di carbonio Il monossido di carbonio (CO) è uno dei prodotti della combustione incompleta di un combustibile. L’ottimizzazione, a seguito di prove ed esperienze di esercizio, dei parametri di combustione, quali temperatura, pressione e portata di combustibile, portata aria comburente, consente il contenimento della concentrazione nei fumi di questo composto. Dal 2003 l’obbligo di contenere i valori di NOx nei nuovi limiti in vigore dal 01/01/2003, ha comportato una diversa distribuzione del combustibile gassoso e liquido ai vari livelli dei bruciatori di caldaia. Tale distribuzione, non ottimale per la completa combustione del combustibile, ha incrementato, seppur abbondantemente al di sotto dei limiti, la produzione di CO. Sistemi di controllo emissioni in aria Ogni sezione (o gruppo) dispone di un sistema di controllo in continuo delle emissioni costituito da un insieme di strumenti dedicati al monitoraggio per la sorveglianza e la registrazione delle sostanze inquinanti. Sono sottoposte a rilevazione le concentrazioni nei fumi relative a biossido di zolfo, ossidi di azoto, monossido di carbonio e polveri. Oltre alle concentrazioni degli inquinanti elencati vengono misurate la concentrazione di ossigeno, la temperatura e la pressione dei fumi. Dal mese di gennaio 2003 i dati vengono giornalmente trasmessi all'ARPA provinciale che, dopo averli validati, li rende disponibili sul proprio sito Internet : www.arpa.emr.it/piacenza/aria/tabedipower.htm I valori limite per le emissioni sono riportati in Appendice. Sistemi di controllo della qualità dell’aria La rete di monitoraggio della qualità dell’aria è costituita da postazioni di proprietà della Provincia di Piacenza ed è gestita dalla sezione provinciale dell’ARPA. Nell’anno 2003 la Centrale ha rinnovato la convenzione con la Provincia di Piacenza, relativa al contributo economico annuale erogato per la partecipazione ai costi di gestione e manutenzione della rete. I dati della qualità dell’aria della Provincia di Piacenza sono disponibili in Internet all’indirizzo: www.arpa.emr.it/piacenza/index.htm. In ottemperanza al Decreto di autorizzazione alla costruzione dei nuovi gruppi (decreto MICA 9/2001), nel 2004 è stata effettuata sul Gr. 3, in accordo con la Provincia, una verifica sui “microinquinanti” aerodispersi, organici ed inorganici, contenuti nelle emissioni al camino; la caratterizzazione dei microinquinanti ha interessato la misura di 19 metalli (previsti dal DM 12.07.1990), di composti organici volatili (COV), di idrocarburi policiclici aromatici (IPA), di policlorodibenzodiossine (PCCD) e di policlorodibenzofurani (PCDF). I risultati della campagna mostrano un completo rispetto dei limiti previsti dalla vigente normativa per tutti i composti considerati. Gestione dei rifiuti La Centrale produce in modo continuo alcune tipologie di rifiuti, derivanti dal funzionamento dei gruppi di produzione, ed in modo occasionale altre tipologie, conseguenza delle attività di manutenzione; per tale motivo, la produzione dei rifiuti è all’incirca costante negli anni per alcune tipologie, ed altalenante negli anni per altre. Lo smaltimento dei rifiuti viene effettuato nel rispetto dei quantitativi massimi stoccabili, o del tempo massimo di detenzione, consentiti nell’autorizzazione; L’elenco dettagliato del quantitativo di rifiuti pericolosi prodotti è riportato nella tabella 11 a pag. 37; nei grafici 2, 3, 4, sempre a pag. 37, sono rappresentati in percentuale le diverse tipologie dei rifiuti per gli anni dal 2002 al 2004. Per quanto riguarda i rifiuti non pericolosi prodotti, il dettaglio degli stessi è riportato nella tabella 12 a pag. 38, e in rappresentazione percentuale, per ognuna delle tipologie di rifiuto degli anni dal 2002 al 2004, nei grafici 5, 6, 7 sempre a pag. 38. La variabilità annua dei rifiuti prodotti dal 2002 al 2004 è dovuta principalmente alle attività preparatorie e di costruzione del nuovo impianto a ciclo combinato (CCGT). Nel 2004 la quantità totale dei rifiuti prodotti (pericolosi e non pericolosi), è comunque molto inferiore a quella dell’anno precedente. I dati sono ricavati dal registro di carico/scarico dei rifiuti. Le acque di scarico dai lavaggi delle ciminiere, delle caldaie e dei riscaldatori aria vengono gestite come rifiuto; queste acque vengono raccolte in due serbatoi da 1.500 m3 e inviate all’esterno della Centrale per il trattamento e successivo smaltimento.

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Gestione delle sostanze pericolose La presenza di sostanze pericolose quali: materiali contenenti amianto, oli con presenza di PCB e sostanze che presentano frasi di rischio significative, può avere incidenza su alcune componenti ambientali. Nella tabella 3 a pagina seguente sono indicate le sostanze ambientalmente significative, in tabella 9 a pag. 35 sono elencati i materiali di consumo utilizzati per l’esercizio dell’impianto. Sistemi di prevenzione Eliminazione progressiva dei materiali pericolosi (amianto, fibre ceramiche, PCB, ecc.). Per l’amianto si provvede alla progressiva rimozione in occasione degli interventi manutentivi; nel corso dell’anno 2004 sono stati rimossi e smaltiti 10.500 kg di materiale cemento-amianto, con il quale erano costituite le vecchie fognature poste nell’area destinata ad ospitare i nuovi gruppi turbogas, di cui non si conosceva il tipo di materiale di costruzione. Gli approvvigionamenti e gli utilizzi delle sostanze pericolose sono svolti nel rispetto di regole interne che garantiscono la corretta applicazione della normativa vigente, così come le attività connesse di movimentazione e/o dismissione. Per quanto riguarda il PCB, in Centrale sono ancora attivi 2 trasformatori che utilizzano questo tipo di fluido isolante; la dismissione costituisce l’obiettivo 2.01 del Programma Ambientale (Tabella 8 a pag. 32).

Tabella n°3 - Sostanze ambientalmente significative

2002 2003 2004

PCB kg 9.783 9.783 9.783 Materiali contenenti amianto m2 9.140 9.090 9.080 Materiali in cemento - amianto m2 5.750 4.020 4.020

Sostanze ad effetto serra

L’Emission Trading (commercio di quote di emissione di gas ad effetto serra), è definito dal Protocollo di Kyoto, che prevede, per i paesi industrializzati aderenti, una riduzione di gas ad effetto serra del 5,2%, rispetto alle emissioni del 1990, nel periodo che va dal 2008 al 2012 (per l’Italia l’obiettivo di riduzione è del 6,5%). I sei gas ad effetto serra sono: anidride carbonica, metano, protossido d’azoto, esafluoruro di zolfo perfluorocarburi, idrofluorocarburi (tutti questi gas sono convertibili in tonnellate di anidride carbonica (CO2) emesse). Il commercio dei diritti di emissione può essere attuato solo dai paesi industrializzati che si sono impegnati a ridurre le proprie emissioni; con questo meccanismo è consentito ad un paese vendere, ad un altro paese, i diritti in eccesso che derivano da una riduzione delle proprie emissioni oltre la soglia sulla quale si è impegnato. La Direttiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell’Unione Europea, ha istituito un sistema per lo scambio di quote di emissione di gas ad effetto serra all’interno dell’Unione Europea, al fine di promuovere la riduzione di dette emissioni secondo i criteri di efficacia dei costi ed efficienza economica. Nel dicembre 2004, la Centrale di Piacenza ha presentato al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio, domanda di rilascio dell’autorizzazione ad emettere gas ad effetto serra, ed ha fornito le informazioni necessarie ai fini dell’assegnazione delle quote di emissione per il periodo 2005÷2007. Sostanze lesive della fascia di ozono Sono ritenute lesive dell’ozono stratosferico le sostanze definite clorofluorocarburi (CFC) e idroclorofluorocarburi (HCFC). Nella Centrale di Piacenza tali sostanze sono presenti negli impianti di condizionamento per un totale di 306 kg. Attualmente queste sostanze possono essere utilizzate fino al 31/12/2008. Del gruppo di sostanze lesive della fascia di ozono, fa parte anche l’esafluoruro di zolfo, che presso la Centrale di Piacenza è presente negli interruttori della stazione elettrica. Al 31/12/2004 ne sono presenti 186 kg contenuti negli interruttori di macchina dei Gr. 3 e 4. La gestione di tale sostanza avviene con modalità tali da minimizzare eventuali dispersioni nell’ambiente ed effettuare il recupero del gas nel caso di manutenzioni agli impianti.

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Scarichi idrici Gli scarichi delle acque reflue dell’impianto di trattamento nel collettore comunale “Finarda”, e quelli che potrebbero derivare dallo scarico delle acque prelevate dal fiume Po (grafici 16 e 17 a pag. 44), utilizzate nei condensatori per sottrarre calore al vapore scaricato dalle turbine, costituiscono un aspetto ambientale che la Centrale tiene sotto controllo. Sistemi di prevenzione La Centrale raccoglie tutte le acque utilizzate, comprese quelle meteoriche, e le tratta, o le invia allo smaltimento esterno; lo schema di raccolta delle acque è riportato nella figura 5 a pag. 26. L’acqua di raffreddamento prelevata, e restituita al fiume Po, è quantitativamente trascurabile rispetto alle portate medie e minime del fiume. Rilievi periodici effettuati nelle peggiori condizioni del Po (d’estate con temperatura alta dell’acqua al punto di prelievo, e bassa portata d’acqua), confermano che l’acqua viene restituita rispettando ampiamente i limiti di legge. Sistemi di controllo scarichi idrici Una apposita stazione di monitoraggio, posta in prossimità dello scarico delle acque reflue, provvede al controllo continuo dei parametri: pH, torbidità, temperatura, presenza di oli e portata. Inoltre, periodicamente, sono effettuate analisi complete sui parametri e sulle sostanze tipicamente presenti nelle acque scaricate; in tabella 4 sono riportati i loro valori medi annui e il limite previsto dalla D.Lgs 152/99.

Tabella n° 4

Valori medi Limiti di legge

Unità di misura 2002 2003 2004

Materiali in sospensione (') mg/l 9,1 2,2 3,0 ≤ 80 COD mg/l 21 9 5 ≤ 160

pH 7,6 7,3 7,65 5,5 – 9,5

Temperatura °C 20 20 20

BOD 5 mg/l 5 6 9 ≤ 40

Cromo totale mg/l < 0,08 < 0,08 <0,08 ≤ 2

Ferro (') mg/l 0,21 0,27 0,32 ≤ 2

Manganese mg/l < 0,05 < 0,05 <0,05 ≤ 2

Nichel mg/l < 0,1 < 0,14 <0,14 ≤ 2

Rame mg/l < 0,08 < 0,09 <0,08 ≤ 0,1

Zinco mg/l < 0,02 < 0,02 <0,02 ≤ 0,5

Ammoniaca (') mg/l 3,9 6,8 0,55 ≤ 15

Tensioattivi (') mg/l 0,29 0,31 0,23 ≤ 2

(') Per alcuni parametri, peraltro sostanzialmente inferiori ai limiti di legge, la variabilità dei dati è legata allo svolgimento di particolari attività come trattamenti, lavaggi, rigenerazione resine ecc.. Ad esempio per quanto riguarda l'ammoniaca, il dato è influenzato dal numero di rigenerazioni delle resine di trattamento del condensato. Nel caso dei materiali in sospensione, questi sono originati dal dilavamento dei piazzali dalle acque meteoriche la cui frequenza ed intensità influenza il dato.

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Utilizzo di combustibili Tra i principali obiettivi della Centrale c’è quello di ottimizzare l’efficienza termica (consumo specifico), delle unità di produzione in ogni condizione di esercizio. Ciò presenta dei vantaggi economici, perché per ogni kWh prodotto viene bruciata una minore quantità di combustibile, e dei vantaggi per l’ambiente per le minori emissioni in atmosfera. I consumi specifici degli ultimi anni sono riportati nel grafico 15 a pag. 43. Radiazioni non ionizzanti Queste radiazioni, sottoforma di campi elettromagnetici, sono generate dall’utilizzo e dal trasporto dell’energia elettrica. Sono di entità rilevante in presenza di linee elettriche di trasmissione ad alta tensione e nelle stazioni elettriche di smistamento. Nella stazione elettrica della Centrale questo aspetto è da considerarsi “diretto”, mentre è “indiretto” per quanto riguarda le linee di trasporto. Le apparecchiature elettriche della Centrale sono posizionate ad una distanza dai propri confini tale da non influire sull’ambiente esterno. Nel novembre 2004 sono state eseguite misure dei campi elettromagnetici all’interno dell’area di Centrale; alcuni punti oggetto delle misure erano posti sul confine della Centrale. L’indagine ha fornito informazioni tali da poter affermare che i lavoratori non sono esposti e che sul confine sono rispettati i limiti per gli ambienti abitativi. Comunque, la già tranquillizzante situazione delle emissioni verso l’esterno della zona stazione elettrica 380 kV (adiacente a via Nino Bixio), sarà ulteriormente migliorata con il rifacimento della stessa in esecuzione blindata (punto 5.01 del Programma Ambientale – tabella 8 a pag. 32).

Acqua scarico caldaie ausiliarie

Acque lavaggio ciminiere, caldaie, riscaldatori aria/gas e

condotti gas

Serbatoio accumulo da 1500 m³

Serbatoio accumulo da 1500 m³

Acque scarico impianto demi e trattamento condensato Acque meteoriche bacini

stoccaggio reagenti

Acque inquinabili da oli

Allo smaltimento

Collettore comunale “Finarda”

Serbatoio da 200 m³ (vasca bassa)

Vasca di accumulo

Acque sanitarie

Vasca modulo finale

Strumentazione in continuo

Vasche API

Smaltimento o Stoccaggio provvisorio

OLI

Vasca di neutralizzazione

Ricircolo

Figura 5 Schema impianti di trattamento e raccolta reflui

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Suolo e sottosuolo Sono state concluse le indagini integrative richieste dal Comune per l’approvazione del Piano di Caratterizzazione, predisposto e presentato alle autorità competenti nel 2002, ai sensi dell'art. 9 DM 471/99, a seguito del superamento localizzato dei limiti di qualità del suolo per alcuni metalli in un area ben definita della Centrale. I risultati dell'indagine, unitamente agli ulteriori accertamenti ed approfondimenti richiesti dal Comune, sono stati raccolti in una relazione integrativa del Piano di Caratterizzazione. È stata inoltre predisposta la progettazione preliminare e definitiva per l’intervento di messa in sicurezza permanente proposto da Edipower, che contiene i risultati dell’analisi di rischio finalizzata a valutare gli eventuali rischi residui per le persone e per l’ambiente. La documentazione è stata trasmessa agli Enti competenti e nei primi mesi del 2005 è stata convocata la Conferenza dei Servizi per l’approvazione della messa in sicurezza definitiva dell’area.

Qualità della falda acquifera L’indagine suddetta, svolta con Arpa su parametri concordati, alcuni dei quali già indagati nel 2002 (Cromo totale, Nichel, Piombo, Rame, Zinco, Idrocarburi totali), ed altri inseriti ex-novo nell’indagine condotta nel 2003 (Ferro, Manganese, Nitriti – ione nitrito, Solfati – ione solfato), ha confermato, per i parametri già indagati, i valori del 2002; per alcuni dei parametri nuovi, sono stati rilevati invece valori superiori ai limiti di legge nei piezometri a monte dell’area di Centrale (cioè prima che l’acqua di falda la attraversi). L’indagine permette pertanto di affermare che le falde acquifere, nel substrato dell’area occupata dalla Centrale, non sono contaminate da cessioni imputabili alle attività di Centrale. La Centrale ha stabilito un programma di controlli periodici della qualità delle acque di falda che attraversano l’area di impianto.

Rumore Nell’ottobre 2003 è iniziata una campagna di misura del rumore ambientale internamente ai confini di proprietà ed esternamente nelle aree abitate. La campagna è proseguita nel mese di Maggio 2004; lo scopo della campagna è stato quello di effettuare la misura del livello di rumore prima della trasformazione della Centrale. Dato che il Comune di Piacenza aveva ancora in corso la redazione e l’approvazione della classificazione acustica del territorio, come previsto dalla Legge 447/95, sono stati presi a riferimento i limiti acustici della zonizzazione provvisoria; le postazioni oggetto della campagna, scelte presso i ricettori sensibili più caratteristici intorno alla Centrale, sono riportate nella tabella 5 ed evidenziate nella figura 6 a pagina seguente.

Tabella n° 5 Ubicazione Postazione 1 A Nord della Centrale, presso la casa alloggi Edipower Postazione 2 A Nord della Centrale, confine con edificio “Finarda” Postazione 3 A Ovest della Centrale, Largo Sant’Agostino Postazione 4 A Sud della Centrale, Via Sant’Ambrogio Postazione 5 A Sud della Centrale, presso la Banca Agricola Mantovana

Dall’analisi degli spettri dei rilievi effettuati, è stato riscontrato che la rumorosità delle postazioni 3, 4 e 5 è dovuta principalmente al traffico veicolare.

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Figura 6 Planimetria campagna emissioni sonore

Un’ulteriore campagna di misure sarà effettuata dopo l’entrata in servizio dei nuovi gruppi a ciclo combinato.

Rischio di incidente rilevante La Centrale non detiene sostanze pericolose in quantità superiore a quelle previste dal D. Lgs. 334/99 che obbliga, se superate, all’inoltro della notifica e del rapporto di sicurezza alle autorità competenti. Dichiarazione IPPC (Integrated Pollution Prevention Control) Come previsto dal D. M. 23/11/2001, la Centrale effettua entro il 30 aprile di ogni anno, la dichiarazione IPPC relativa alle emissioni in aria e nelle acque reflue prodotte. I dati utilizzati per la dichiarazione sono desunti da campagne di misure effettuate da laboratori specializzati. Impatto visivo La costruzione dei nuovi gruppi a ciclo combinato richiede la realizzazione di due nuovi camini di 90 m di altezza e di due GVR di circa 40 m; insieme ai camini esistenti di 120 m, costituiscono l’impatto visivo più rilevante. Gestione delle Emergenze Le possibili situazioni di emergenza che si possono originare all’interno della Centrale, sono trattate nel Piano di Emergenza Interno (PEI); nel documento vengono identificate e trattate le seguenti situazioni di emergenza: - Incendio, - Fughe di gas esplosivi (metano, idrogeno), - Sversamenti di olio combustibile, gasolio , PCB e sostanze chimiche, - Dispersione di fibre di amianto e di fibre ceramiche, - Infortunio, - Caduta di automezzi dall’autostrada nell’area di Centrale. Il PEI, di cui tutto il personale di Centrale è informato, viene aggiornato ad ogni nuova modifica. Annualmente viene programmata una esercitazione sulla gestione di una situazione di emergenza ed una esercitazione di evacuazione della Centrale.

AREA DI CENTRALE

Autostrada

Largo Sant’

Agostino

Via Sant’ Ambrogio

C/o Banca Agricola

Mantovana

Confine Edificio

“Finarda”

Postazione Casa

alloggi Edipower

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Salute e sicurezza La sicurezza e la tutela della salute negli ambienti di lavoro rappresentano, insieme alla tutela dell’ambiente naturale, temi di interesse prioritario per la società Edipower. Il Documento di Valutazione dei Rischi prescritto dal D.Lgs. 626/94, è continuamente aggiornato in ottemperanza alla emanazione di nuovi atti normativi. Nel 2004 non si sono verificati infortuni (infortuni non in itinere con astensione di almeno un giorno di lavoro escluso quello di accadimento); in tabella 6 sono riportati i dati a partire dall’anno 2002.

Tabella n° 6

Anno di riferimento Indice di frequenza (If) Indice di gravità (Ig)

2002 11,05 0,35

2003 0 0

2004 0 0 If: indice di frequenza = numero infortuni x 1.000.000 / ore lavorate Ig: indice di gravità = numero giorni di assenza x 1.000 / ore lavorate

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Aspetti ambientali indiretti In relazione alle attività, ai prodotti e ai servizi di un’organizzazione possono riscontrarsi aspetti ambientali significativi sui quali l’organizzazione stessa può non avere un controllo gestionale totale. Gli aspetti ambientali indiretti individuati dalla Centrale sono: - Radiazioni non ionizzanti (dovute ai campi elettromagnetici della rete elettrica per il trasporto di energia); - Traffico veicolare per consegne di materiali e combustibili, smaltimenti rifiuti, attività di manutenzione, a cura di fornitori ed appaltatori. Nulla è variato rispetto all’anno precedente. Per quanto riguarda il traffico veicolare si ricorda che l’utilizzo del gas metano nei nuovi gruppi CCGT, annullerà completamente il traffico pesante delle autocisterne per la consegna dell’Olio Combustibile Denso. Tra gli aspetti ambientali indiretti si devono considerare anche quelli generati dalle attività del cantiere; tali aspetti vengono opportunamente gestiti per evitare impatti sull’ambiente; nella tabella 7 si riportano le attività principali e i possibili impatti conseguenti. La Centrale controlla, mediante apposite procedure e con l’esecuzione di ispezioni periodiche in area di cantiere, che le attività vengano eseguite nell’ottica della minimizzazione degli impatti per la massima tutela dell’ambiente.

Tabella n° 7

Attività Impatto

Rimozione di materiali pericolosi Emissioni di polveri pericolose – Produzione rifiuti pericolosi

Uso di sostanze Inquinamento delle acque di falda –

Contaminazione del terreno - Produzione di rifiuti

Scavi

Demolizioni

Costruzioni

Emissioni di polveri – Produzione rifiuti – Emissioni sonore – Inquinamento delle

acque di falda

L’esecuzione dei lavori per la realizzazione dei nuovi gruppi a ciclo combinato, comporterà inoltre per gli anni 2004-2005 un aumento del traffico indotto, dovuto al trasporto dei manufatti e dei materiali necessari alla costruzione, al trasporto dei rifiuti generati dalle attività di cantiere, nonché allo spostamento del personale impiegato nelle attività di costruzione. Nel corso del 2004 è avvenuta, coordinata con le autorità locali, la parte più significativa delle consegne mediante trasporti eccezionali (turbine a gas, alternatori). Non si è avvertito un significativo impatto di tale trasporti alla circolazione normalmente presente nel territorio. Nel corso del 2005 le attività di cantiere proseguono per il completamento dei montaggi e l’avviamento dell’impianto.

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Il Programma ambientale

In relazione alla Politica Ambientale adottata dalla Centrale di Piacenza, alle risorse economiche e agli indirizzi di priorità del vertice aziendale, sono state programmate le azioni e i piani di miglioramento, descritti nel programma ambientale per il triennio 2003 / 2006 ed esposto nella Dichiarazione Ambientale 2003. Con riferimento alle scadenze contenute nel Programma (tabella 8 a pagina seguente), la Centrale ha raggiunto nel marzo 2003 l’obiettivo 2.02 e, nell’ottobre dello stesso anno, il 1° traguardo dell’obiettivo 1.01; entrambi sono stati raggiunti in anticipo sui tempi previsti. Si riporta di seguito la situazione dello stato di avanzamento dei singoli obiettivi.

Obiettivo 1.01 – Trasformazione in ciclo combinato; i lavori sono in corso, si confermano le date del

programma relative al 2° e 3° traguardo.

Obiettivo 2.01 – Sostituzione di due trasformatori con PCB entro il maggio 2005; si conferma la data di

dicembre 2005 (L’attività è iniziata ed è in corso). Obiettivo 3.01 – Installazione di sistema automatico di intercettazione dello scarico delle acque reflue;

il conseguimento dell’obiettivo è legato alla realizzazione dell’impianto a ciclo combinato; è confermata la data di settembre 2005 (L’attività è iniziata ed è in corso).

Obiettivo 4.01 – Sostituzione di 11 vecchi trasformatori entro il giugno 2005; è confermata la data di

dicembre 2005 (L’attività è iniziata ed è in corso). Obiettivo 5.01 – Realizzazione di una nuova stazione elettrica entro giugno 2005; si conferma la data

di dicembre 2005 (L’attività è iniziata ed è in corso).

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Obiettivi triennio 2003 - 2006 Tabella n° 8 Obiettivo Area del sito Aspetto ambientale Situazione iniziale Traguardi Miglioramenti Stato avanzamento lavori Scadenza

1° -a) Rifacimento e messa in esercizio del nuovo impianto di trattamento delle acque reflue;

b) Demolizione di un magazzino ed eliminazione della copertura in eternit.

Raggiunto ottobre 2003

2° - Installazione e messa in esercizio della prima unità turbogas.

In corso

Tras

form

azio

ne in

"Cic

lo

Com

bina

to"

1.01 Area produttiva

Tutti gli aspetti ambientali significativi, in particolare emissioni in atmosfera ed utilizzo di risorse naturali.

N° 2 sezioni termoelettriche da 330 MW ciascuna funzionanti ad olio combustibile e gas naturale.

3° - Installazione e messa in esercizio della seconda unità turbogas.

Riduzione degli inquinanti gassosi emessi, riduzione dei prelievi di acque di falda, riduzione dei prelievi di acqua di fiume per raffreddamento e delle sostanze pericolose presenti nel sito. (tabella 1 pag. 16)

In corso

Marzo 2006

2.01 Stazione elettrica

Utilizzo di isolanti liquidi a base di PCB

N° 2 trasformatori di eccitazione contenenti olio dielettrico PCB.

Sostituzione di trasformatori con altri contenenti fluidi esenti da PCB.

Eliminazione del PCB. In corso Dicembre 2005

Ges

tione

Sos

tanz

e pe

ricol

ose

2.02 Area stoccaggio reagenti chimici

Movimentazione stoccaggio e travaso dell’idrazina.

Travaso di idrazina mediante pompa aspirante da fusti.

Modifica del sistema di scarico dell’idrazina ed utilizzo di contenitori ermetici per il trasporto ed il travaso del reagente.

Riduzione dei rischi connessi alla manipolazione dell’idrazina. Raggiunto marzo 2003 Giugno 2003

Con

trollo

Acq

ue

supe

rfici

ali

3.01 Impianti ITAR Trattamento e scarico delle acque reflue.

Valvola di intercettazione manuale a valle modulo di ossigenazione.

Installazione di un sistema di intercettazione automatica dei reflui inviati al canale di scarico,

Riduzione del rischio d’inquinamento delle acque superficiali.

In corso Settembre 2005

Rid

uzio

ne d

el

Rum

ore-

e d

el

Pre

lievo

Acq

ue

supe

rfici

ali

4.01 Stazione elettrica

Immissione in rete dell’energia prodotta. Utilizzo di acqua di fiume per raffreddamento dei trasformatori

N° 11 trasformatori di cui tre raffreddati ad acqua.

Sostituzione di 11 vecchi trasformatori di cui tre dotati di sistema di raffreddamento ad acqua.

Riduzione del rischio di inquinamento delle acque superficiali e delle emissioni sonore. Diminuzione del prelievo di acqua di fiume per raffreddamento macchinari.

In corso Dicembre 2005

Rid

uzio

ne d

el

Rum

ore-

e d

ei C

ampi

el

ettro

mag

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i

5.01 Stazione elettrica

Immissione in rete dell’energia prodotta.

Stazione elettrica con linee aeree.

Realizzazione di una nuova stazione elettrica blindata in SF6 (vedi glossario)

Riduzione delle emissioni di campi elettromagnetici e delle emissioni sonore.

In corso Dicembre 2005

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Sistema di gestione ambientale

Nell’ambito del sistema di gestione ambientale, adottato dalla Centrale per attuare la propria Politica Ambientale, sono state effettuate nello scorso anno attività di formazione del personale di Centrale e di collaborazione con enti e scuole. Il sistema di gestione ambientale è sistematicamente tenuto sotto controllo con l’esecuzione di visite ispettive interne.

Formazione e partecipazione La diffusione della cultura ambientale tra i dipendenti rappresenta uno degli impegni della direzione del sito. Pertanto la Centrale organizza corsi di formazione e informazione riguardanti il Sistema di Gestione Ambientale in generale ed i diversi aspetti ambientali connessi alle specifiche attività eseguite dal personale. Tali corsi sono effettuati sulla base di un piano delle attività formative e informative che tiene conto delle esigenze aziendali, delle proposte tecnico-gestionali e delle evidenze operative per il miglioramento ambientale. Nel corso dell'anno 2004 sono state attuate 8 azioni formative, connessi al Sistema di Gestione Ambientale, per un totale di 186 ore di formazione; inoltre sono stati effettuati 6 interventi formativi riguardanti argomenti relativi a sicurezza ed igiene del lavoro per un totale di 1509 ore, 1 intervento sullo stato della realizzazione del nuovo ciclo combinato pari a 45 ore totali, 1 intervento su attività gestionali pari a 66 ore. Collaborazione con enti La Centrale ha collaborato con l’Amministrazione Provinciale di Piacenza alla realizzazione della rete di monitoraggio della qualità dell’aria attualmente gestita dalla stessa Provincia. La Centrale ha costanti contatti con scuole di qualsiasi indirizzo e grado a livello nazionale. Tali rapporti si esplicano con visite guidate e/o stage per effettuazioni di tesi. Nel 2004 hanno visitato la Centrale 1 classe di scuole medie inferiore (18 allievi e 2 professori), 6 classi di scuole medie superiori (145 studenti e 11 professori), 1 classe di studenti universitari (35 studenti e 1 professore), per un totale di 212 persone. Audit Ambientali interni La Centrale stabilisce all’interno del proprio Sistema di Gestione Ambientale un programma di audit, conformi al Regolamento CE 761/01 ed alla Norma UNI EN ISO 14001, per verificare l’applicazione delle procedure di gestione, delle istruzioni operative, e dell’osservanza delle disposizioni regolamentari. Dopo l’audit di sorveglianza dell’ente di certificazione RINA, effettuato nel mese di maggio, la Centrale ha effettuato un audit interno nel mese di dicembre. Nel 2005 sono programmati due audit interni, previsti per i mesi di aprile e novembre, ed uno di sorveglianza da parte del RINA nel mese di maggio.

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Compendio dei dati ambientali dell’esercizio 2004

Il compendio dei dati ambientali dell’esercizio dell’anno 2004 è schematizzato in figura 7. I dati utilizzati sono contenuti nelle tabelle 2, 9, 10, 11, 12.

Bilancio ambientale 2004

Figura 7 Bilancio ambientale 2004.

Acqua restituita al fiume: - per raffreddamento 530.244.000 m3 - per raffreddamento macchinari nei mesi estivi (con acqua di pozzo) 500.000 m3 Acqua scaricata da impianto di trattamento: 300.000 m3

Perdite per evaporazione: 228.610 m3

Scarichi Smaltim.

Emissioni

SO2 : 1.806 t NOX : 1.232 t Polveri: 94 t CO : 40 t CO2 : 1.494.765 t

Rifiuti speciali non pericolosi 114,91 t Rifiuti speciali pericolosi: 223,89 t

All’aria All’acqua

ENERGIA NETTA: 2586 GWh

Discarica controllata

Recupero da parte di Terzi a titolo oneroso

Conferimenti obbligatori

VENDITA

LIQUIDI GAS ENERGIA RIFIUTI

Energia dalla rete: 20,99 GWh Olio combustibile: 202.075 t Gasolio: 270 t Gas naturale: 431.803.000 Sm3 (‘) Materiali di consumo: 691,99 t Acqua da fiume Po per raffreddamento e altri usi: 530.244.000 m3 Acqua da pozzo: 1.010.500 m3

Acqua potabile : 18.110 m3 (‘) vedi glossario

DATI IN INGRESSO DATI IN USCITA

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Tabella n° 9 - Bilancio ambientale

Dati in ingresso della Centrale 2002 2003 2004

Energia elettrica assorbita dalla rete (GWh)

22,70 21,02 20,99

Combustibile utilizzato Olio combustibile (t) 255.243 120.730 202.075 Gasolio (t) 123 98 270 Gas naturale (Sm3) 383.860.000 544.432.000 431.803.000 Contenuto di zolfo nell’olio combustibile (%) (valore medio ponderato)

1,43 0,91

0,41

Acqua prelevata Per raffreddamento, condensazione e altri usi industriali (m3) 486.407.000 521.057.000

530.244.000 Prelievo da pozzo (m3) 1.300.000 1.465.380 1.010.500 Prelievo da acquedotto (m3) 10.144 15.366 18.110 Materiali di consumo (t) Acido cloridrico (sol. al 32%) (*) 782,38 781,86 493,33 Idrazina (sol. al 15 %) (*) 18,22 22,7 (**) 16,92 Idrato di sodio (*) 232,44 317,64 172,94 Cloruro ferrico (*) 22,90 14,2 0 Oli lubrificanti e isolanti (*) 21,04 13,55 2,36 CO2 ITAR 6,52 12,96 4,28 Calce 93,62 76,24 0 Resine scambiatrici 2,16 2,52 2,16

Totale materiale di consumo 1179,28 1241,67 691,99

(*) I valori percentuali riferiti al totale, dei materiali di consumo liquidi, sono rappresentati per l’anno 2004 nel grafico 1.

(**) Idrazina al 24%

Grafico n° 1

Materiali di consumo liquidi (dati 2004)

Acido cloridrico ( sol. al 32%)

72,0%

Oli lubrificanti e isolanti0,3%Idrato di sodio

25,2%

Idrazina ( sol. al 15%)2,5%

Acido cloridrico e Idrato di sodio – utilizzati nella rigenerazione delle resine filtranti dell’impianto di produzione di acqua demineralizzata, e nella rigenerazione delle resine filtranti dell’impianto di trattamento dell’acqua di alimento delle caldaie. Idrazina – utilizzata nel condizionamento dell’acqua alle caldaie.

36

Tabella n° 10 - Bilancio ambientale

Dati in uscita dalla Centrale 2002 2003 2004

Energia elettrica ( GWh) Produzione lorda 2.834 2.825 2788 Produzione netta 2.636 2.622 2586

Emissioni atmosferiche principali (t) SO2 7.255 2.132 1.806 NOx 2.886 1.262 1.232 Polveri 201 82 94 CO 24 52 40 CO2 1.558.000 1.477.000 1.494.765

Scarichi idrici (m3)

Acqua restituita dopo condensazione 486.407.000 521.057.000 530.244.000 Acqua di pozzo restituita al fiume per raffreddamento macchinari nei mesi estivi 833.720 1.066.130 601.321

Acqua scaricata da impianto di trattamento 415.000 350.000 300.000

Perdite per evaporazione 61.415 64.616 36.449

Acqua inviata allo smaltimento (*) 0 0 90.840

(*) A seguito della modifica dell’Impianto di Trattamento Acque Reflue (ITAR), le acque acide/alcaline provenienti dallo scarico delle attuali caldaie di produzione ed ausiliarie, dal lavaggio delle ciminiere e dal lavaggio dei riscaldatori aria/gas e condotti gas, sono inviate allo smaltimento esterno (vedi figura 5 a pag. 26).

37

Altro11,9%

Contenitori T e/o F0,8%

Oli minerali isolanti e term. non clorurati

0,4%

Altri solventi e miscele di

solventi0,6%

Trasf. con PCB

38,9%

Assorb. e materiali

filtranti con sost.

pericolose 47,5%

Altro6,8%

Altri materiali isolanti conteneti

e costituiti da sost. Pericolose

18,5%

Apparecchiature fuori uso contenenti comp.peric.

48,3%

Contenitori T e/o F 0,2%

Oli minerali isolanti e term. non clorurati

13,4%

Altri solventi e miscele di solventi0,2%

Trasf. con PCB0,1%

Assorb. e materiali filtranti

con sost. pericolose

12,5%

Produzione di rifiuti

La tipologia dei rifiuti pericolosi e non pericolosi prodotti è riportata nelle tabelle 11 e 12.

Tabella n° 11

Rifiuti pericolosi (t)

(1) Costituito da isolatori elettrici contenenti olio, che erano detenuti

come parti di ricambio e che non saranno più utilizzati in futuro. (2) Il rifiuto deriva dalla pulizia del bacino di contenimento del

serbatoio 2 di Olio Combustibile Denso. (3) Pulizia delle vasche raccolta olio dai trasformatori. (4) Acque acide-alcaline non trattate nell’impianto ed inviate allo

smaltimento esterno. (5) Proveniente da rimozione di vecchie fognature poste nell’area dedicata

alla costruzione dei nuovi gruppi CCGT.

Grafico n° 2 Rifiuti pericolosi anno 2002

Denominazione rifiuto Quantità Operazioni di

Smaltimento Codice CER

2002 2003 2004 Oli minerali isolanti e termoconduttori non clorurati

0,18 5,24 3,44 Conferimento Obbligatorio 130205

Tubi fluorescenti ed altri rifiuti contenenti mercurio

0,20 0,34 0,21 Raccolta differenziata 200121

Trasformatori e condensatori contenenti PCB

19,67 0,05 0 Deposito preliminare 160209

Rifiuti contenenti altri metalli pesanti

0 0 0,08 Deposito preliminare 060405

Batterie al piombo 5,73 0,15 0,79 Conferimento Obbligatorio

160601

Materiali isolanti contenenti amianto 0,10 2,15 0 Deposito

preliminare 170601

Rifiuti che devono essere raccolti e smaltiti applicando precauzioni particolari per evitare infezioni

0,01 0 0 Incenerimento 180103

Altri solventi e miscele di solventi 0,28 0,10 0,66 Deposito

preliminare 140603

Assorbenti e materiali filtranti contaminati da sostanze pericolose

8,60 4,88 8,92 Deposito preliminare 150202

Altri materiali isolanti contenenti e costituiti da sostanze pericolose

15,51 7,28 10,26 Deposito preliminare 170603

Contenitori T e/o F 0,40 0,07 0,13 Deposito preliminare

150110 ex 200127

Apparecchiature fuori uso contenenti composti pericolosi

0 18,92 (1) 0 Deposito

preliminare 160213

Terra e rocce contenenti sostanze pericolose

0 0 51,56 (2)

Deposito preliminare 170503

Fanghi contenenti sostanze pericolose 0 0 46,50

(3) Trattamento

fisico-chimico 190813

Soluzioni acquose di scarto contenenti sostanze pericolose

0 0 90,84 (4)

Trattamento fisico-chimico 161001

Materiali da costruzione contenenti amianto

0 0 10,50 (5)

Deposito preliminare 170605

Totale 50,68 39,18 223,89

Grafico n° 3 Rifiuti pericolosi anno 2003

Grafico n° 4 Rifiuti pericolosi anno 2004

Oli min. iso l. e termoc. non

clor.1,5%

Altri0,2%

Batterie al piombo

0,3%

Assorb. e mater. filtranti contam. da sost. Peric.

4,0%

Altri so lv. e miscele di so lventi

0,3%

Fanghi conten. Sost.

Peric.20,8%

Terra e rocce conten. Sost.

Peric.23,0%

Altri mater. Iso l. Conten. e costit. da sost. Peric.

4,6%

M ater. da costr.

Conten. amianto

4,7%

Soluzioni acquose di

scarto conten. Sost.

Peric.40,6%

38

Tabella n° 12

Rifiuti non pericolosi (t)

.

(1) La quantità prodotta trova giustificazione dalla bonifica delle vasche di sedimentazione dell’impianto di trattamento chimico/fisico dell’ITAR, demolito per creare gli spazi utili alla costruzione dei nuovi impianti a ciclo combinato. (2) Pulizia straordinaria del fondo della vasca di accumulo (fig. 5 a pag. 26) per il rifacimento dell’impermeabilizzazione mediante l’installazione di una guaina.

Grafico n° 5 Rifiuti non pericolosi anno 2002

Denominazione rifiuto Quantità Codice

CER 2002 2003 2004

Operazioni di Smaltimento

Fanghi da trattamento reflui 348,58 297,64 0 Recupero 060503

Ceneri pesanti da OCD 38,88 192,34

(1) 6,08 Discarica 100101

Rivestimenti e refrattari inutilizzabili 2,14 0 0 Recupero 161106

Rifiuti misti di costruzioni e demolizioni

42,77 11,78 26,70 Discarica 170904

Imballaggi in legno 9,84 30,26 7,06 Recupero 150103

Rifiuti urbani non specificati altrimenti 45,32 48,80 49,81 Discarica

200199 ex

200399

Rifiuti non specificati altrimenti (flocculante anionico)

0,60 0,18 0 Deposito preliminare 190899

Rifiuti non specificati altrimenti (polvere estintori)

0 0 0 Deposito preliminare 060399

Imballaggi metallici 0 0 0 Recupero 150104

Ferro e acciaio 40,00 107,24 0 Recupero 170405

Resine a scambio ionico 0,64 0,40 0 Deposito

preliminare 190905

Metalli misti 0,20 249,14 24,00 Recupero 170407

Cavi elettrici 0 34,88 0,34 Recupero 170411

Rifiuti di allumina 0 0,64 0,92 Deposito preliminare 100305

Altri materiali isolanti 0 0,6 0 Deposito

preliminare 170604

Apparecchiature fuori uso 0 41,24 0 Deposito

preliminare 160214

Fanghi prodotti da altri trattamenti di acque reflue

0 200,12 (2) 0 Deposito

preliminare 190814

Totale 528,97 1215,18 114,91

Grafico n° 6 Rifiuti non pericolosi anno 2003

Grafico n° 7 Rifiuti non pericolosi anno 2004

Fanghi da tratt. reflui

40,0%

Ceneri pesanti da

OCD1,0%

Ferro, acciaio e metalli misti

47,2%

Rifiuti urbani

non spec. altrimenti

1,9%

Imball. in legno1,0%

Rifiuti misti di costr. e dem. 8,2%

Altro0,7%

Apparecch. fuori uso

3,4%

Cavi elettrici2,9%

Fanghi da altri tratt. di acque reflue

16,5%

Metalli misti20,5%

Rifiuti misti di costr. e

dem. 1,0%

Imball. in legno2,5%

Rifiuti urbani non

spec. altrimenti

4,0%

Ferro, acciaio8,8%

Ceneri pesanti da

OCD15,8%

Fanghi da tratt. reflui

24,5%

Imballaggi in legno

6%

Cavi elett rici0,3%

Rif iut i di allumina0,8%

M etalli mist i20,9%

Ceneri pesanti da OCD5,3%

Rif iut i mist i di costruzioni e demolizioni

23,2%

Rif iut i urbani non specif icat i altrimenti

43,3%

39

Gli indicatori ambientali Tra i principali indicatori ambientali troviamo le emissioni in aria di SO2, di NOX e di polveri; nei grafici 8 e 10 si riportano i dati relativi alle emissioni totali degli ultimi anni, nei grafici 9 e 11 le emissioni specifiche (grammi emessi per ogni kWh prodotto); nel grafico 12 il confronto dei valori emessi rispetto all’emettibile. Le variazioni delle emissioni specifiche sono dovute all’utilizzo di combustibili in diverse proporzioni, con andamenti variabili in funzione dell’economicità di esercizio degli impianti tenendo sempre come riferimento il rispetto dei limiti alle emissioni.

Emissioni in aria

Grafico n° 8

Emissioni totali di SO2 – Nox – Polveri (t)

3033

5540

5583

7878

6198

7255

2132

1806

1345

2128

2045

2970

2417 28

86

1262

1232

106

177

232

254

203

201

82 941997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

SO2NOxPolveri

Grafico n° 9

Emissioni specifiche di SO2 – Nox – Polveri (g/kWh netti)

2,35

2,84

2,84 3,

02

2,75

2,75

0,81

0,70

1,04 1,09

1,04 1,

14

1,08

1,09

0,48

0,48

0,08

0,09 0,12

0,10

0,09

0,08

0,03

0,04

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

SO2NOxPolveri

40

Grafico n° 10 Emissioni totali di CO2 (in migliaia di t)

763

1.17

9

1.17

0

1.56

3

1.33

5 1.55

8

1.47

7

1.49

5

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

La CO2 è il prodotto finale della combustione, il cui valore è strettamente correlato alla qualità della combustione stessa (consumo specifico e tipo di combustibile). L’emissione specifica riportata nel grafico 11, si attesta a valori ottimali con modeste variazioni di anno in anno.

Grafico n° 11

Emissioni specifiche di CO2 (g/kWh netti)

615

605

595

600

594

591

551 57

8

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

41

Grafico n° 12

Emissioni – Confronto dei valori emessi con i valori emettibili di SO2 – Nox – Polveri (t)

19

7,1

116,

9

81,0

265,

5

312,

7

311,

8

253,

0

70,7

182,

9

238,

1

195,

5

275,

2

310,

3 325,

5

376,

3

365,

0

342,

2

352,

1 371,

2

167,

9

241,

3

271,

2

278,

5

329,

5

124,

1

133,

5 152,

3

147,

7

140,

1

142,

5

143,

0

51,5

104,

6

111,

5

98,5

119,

8

155,

1

162,

8 188,

1

182,

5

171,

1

176,

1

185,

6

83,9

120,

7 135,

6

139,

2 164,

7

19,5

9,3

5,7 9,4

9,5

10,5

9,9

3,9

5,7

6,9

6,2 8,8

38,8

40,7 47

,0

45,6

42,8

44,0

46,4

21,0 30

,2

33,9

34,8 41

,2

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

SO2 Emessa SO2 Emettibile Nox Emessa Nox Emettibile Polveri Emesse Polveri Emettibili

Nel grafico sono riportati i valori medi mensili delle emissioni di Centrale durante l’intero anno 2004 ed i valori emettibili. Le quantità emesse sono ricavate dal prodotto delle concentrazioni, in mg/Nm 3, medie mensili per il volume dei fumi, in Nm3; la quantità emettibile è il prodotto del limite di legge (appendice – pag. 43) per il volume dei fumi. Le variazioni nei valori sono essenzialmente legate al carico medio generato nel corso dei mesi e al tipo di combustibile utilizzato.

42

Utilizzo di combustibili La scelta del tipo di combustibile da impiegare viene in genere condotta valutando i limiti di legge sulle emissioni, le disponibilità di mercato e la convenienza economica. Rimane prevalente negli ultimi anni l’utilizzo del gas naturale rispetto all’olio combustibile (grafico 13).

Grafico n° 13

Utilizzo di combustibili (OCD e Gasolio in migliaia di t - Gas naturale in Sm3* 106)

125

200

186

264

212 25

5

121

202

0,14

0,14

0,11

0,13

0,13

0,12

0,10 0,

27

196

280 29

9

373

340 38

4

544

432

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

olio combustibile gasolio gas naturale

0,14

Grafico n° 14

Rapporto fra combustibili impiegati ( Sm3* 106 di Gas naturale / migliaia di t di OCD e gasolio )

1,57

1,40 1,

61

1,41 1,

60

1,50

4,49

2,14

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Il minor rapporto tra i combustibili impiegati nel 2004, è giustificato dall’utilizzo di Olio Combustibile contenente una bassissima percentuale di zolfo (tab. 9 a pag. 35). Questo ha permesso di modificare il mix di combustibile (Olio combustibile – metano), bruciato nelle caldaie senza mai superare i limiti di legge delle emissioni ( grafico 12 a pag. 41).

43

Grafico n° 15

Consumo specifico netto (kcal/kWh)

2.25

0

2.22

3

2.20

6

2.19

7

2.20

0

2.18

5

2.20

8

2.19

1

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Nel grafico è riportato il valore del consumo specifico netto che costituisce l’indicatore di eccellenza per una Centrale termoelettrica: rappresenta il rapporto tra la quantità di calore sviluppata dal combustibile e la corrispondente quantità di energia elettrica netta prodotta. Tale valore è determinato, oltre che da una costante attenzione al miglioramento dei parametri di esercizio, anche dalla metodologia di utilizzo degli impianti: con i gruppi funzionanti al massimo rendimento (corrispondente alla massima produzione di energia) si minimizza il contributo delle perdite indipendenti dalla produzione. Per esempio, 1.000 GWh di energia elettrica prodotta in un anno, possono essere generati con il funzionamento dei gruppi di produzione sempre alla massima potenza, oppure a potenze inferiori; nel primo caso le ore di funzionamento sono sicuramente inferiori rispetto a quelle del secondo caso. Il regime di funzionamento dei gruppi di produzione è regolato dalla richiesta del mercato dell’energia.

44

Scarichi idrici

Il prelievo complessivo di acqua dal fiume Po, è dipendente dalle ore di funzionamento dell’impianto in un anno. La portata delle pompe che fanno circolare l’acqua nei condensatori è costante, mentre è variabile l’energia generata dagli impianti di produzione durante le ore del loro funzionamento. Per meglio rappresentare le prestazioni della Centrale occorre riferirsi, anche in questo caso, ad un indicatore quale il rapporto tra i m3 di acqua prelevati e i kWh di energia netta prodotta; detto indicatore è riportato nel grafico 17. Nel 2004 l’energia elettrica prodotta è stata paragonabile a quella prodotta nel 2002 e nel 2003 (tab. 10 a pag. 36), l’indicatore evidenzia che, per produrre la stessa energia, i gruppi di produzione hanno funzionato per un tempo maggiore nel 2004 rispetto al 2002 e al 2003 e, per tale motivo, il rapporto è risultato maggiore.

Grafico n° 16

Prelievi di acqua dal fiume Po per raffreddamento - condensazione ( in milioni di m3 )

261

372 387

475444

486521 530

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Grafico n. 17

Rapporto tra acqua prelevata dal PO ed energia prodotta. ( m3 / kWh)

0,202

0,191

0,197

0,182

0,197

0,184

0,199

0,205

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

45

Appendice

Limiti di legge per le emissioni Dal 1 gennaio 2003 i nuovi limiti autorizzati, non più espressi in quantità ma in concentrazione, sono

quelli definiti dal DM 12/07/90:

- Biossido di zolfo

- 400 mg/Nm3

- Ossidi di azoto espressi come biossido di azoto

- 200 mg/Nm3

- Polveri

50 mg/Nm3

- Monossido di carbonio

80 mg/Nm3

Tutti i valori sono espressi come valore medio mensile ( 720 h ). Tutte le concentrazioni sono riferite a gas secchi con contenuto di ossigeno normalizzato al 3%. Limiti di legge per gli effluenti liquidi Per gli scarichi industriali, relativamente alla Centrale di Piacenza, valgono i limiti stabiliti dal D.Lgs

152/99 e dalla Delibera Comunale n° 75 del 16/03/83 In particolare i limiti sono:

- solidi sospesi ≤ 80 mg/l;

- gli oli minerali ≤ 5 mg/l;

- COD ≤ 160 mg/l;

- rame ≤ 0,1 mg/l;

- ferro ≤ 2 mg/l;

- cadmio ≤ 0,02 mg/ml;

- cromo ≤ 0,2 mg/ml;

- piombo ≤ 0,2 mg/ml;

- zinco ≤ 0,5 mg/ml;

- nichel ≤ 2 mg/ml.

Per le temperature:

- nei corsi d’acqua naturali la variazione massima tra le temperature medie di qualsiasi sezione del corso d’acqua, a monte e a valle del punto di immissione dello scarico, non deve superare i 3° C. Su almeno metà di qualsiasi sezione a valle, tale variazione non deve superare 1° C.

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Informazioni al pubblico Per informazioni e approfondimenti contattare: Capo Centrale Dott. Ezio Rorato tel. 0523.668200 fax. 0523.668400 e-mail: ezio.rorato@edipower.it Capo Sezione Manutenzione (Rappresentante della direzione)

Ing. Gabriele Pastori tel. 0523.668333 fax. 0523.668400 e-mail: gabriele.pastori@edipower.it Centralino tel. 0523.668111 Sito Internet Edipower S.p.A. www.edipower.it

La registrazione EMAS - Validità e Convalida della Dichiarazione Ambientale

Il Verificatore Ambientale accreditato, RINA S.p.A. (I-V-0002) via Corsica,12 - 16128 Genova, ha verificato e convalidato questa Dichiarazione Ambientale ai sensi del Regolamento CE 761/2001 il 31.05.2005.

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Glossario Ambiente Contesto nel quale opera un’organizzazione, comprendente l’aria, l’acqua, il terreno, le risorse naturali, la flora, la fauna, gli esseri umani e le loro interazioni. Ambientalizzazione Modifiche impiantistiche finalizzate alla riduzione degli impatti ambientali. ARPA Agenzia Regionale per la Protezione Ambientale. Aspetto ambientale Elemento di una attività, prodotto o servizio di una organizzazione che può interagire con l’ambiente. Audit ambientale Strumento di gestione comprendente una valutazione sistematica, documentata, periodica e obiettiva dell’efficienza dell’organizzazione del Sistema di gestione e dei processi destinati alla protezione dell’ambiente. CCGT Gruppo Turbogas a Ciclo Combinato. Centrale Termoelettrica Impianto per la produzione di energia elettrica tramite vapore prodotto a seguito dello sviluppo di calore da un combustibile (carbone, gasolio, gas naturale, olio combustibile denso). CO Ossido di Carbonio; si forma dall'ossidazione incompleta dei composti del carbonio contenuti nei combustibili utilizzati. CO2 Biossido di Carbonio (denominato anche anidride carbonica); si forma dall’ossidazione dei composti del carbonio contenuti nei combustibili utilizzati. E’ un cosiddetto gas serra. COD Domanda di ossigeno chimico. È’ la quantità di ossigeno utilizzata per ossidare chimicamente le sostanze organiche e inorganiche presenti. Conseguenze ambientali Conseguenze positive o negative causate da un impatto ambientale derivante dalla presenza dell’impianto produttivo. Consumo specifico Rapporto tra la quantità di calore sviluppata dal combustibile impiegato in una sezione termoelettrica in un determinato periodo di tempo e la corrispondente quantità di energia elettrica netta prodotta. Convalida della Dichiarazione ambientale Atto con cui il Verificatore ambientale accreditato da idoneo organismo competente esamina la Dichiarazione ambientale con risultato positivo. Dichiarazione ambientale Dichiarazione elaborata dall’impresa in conformità alle disposizioni del Regolamento CE 761/2001. DMA 12/07/90 Decreto del Ministero dell’Ambiente riguardante: Linee Guida per il contenimento delle emissioni inquinanti degli impianti industriali e la fissazione dei valori minimi di emissione. DMA 21/12/95 Decreto del Ministero dell’Ambiente riguardante: Disciplina dei metodi di controllo delle emissioni in atmosfera degli impianti industriali. EMAS Eco Management and Audit Scheme - sistema di gestione ambientale e schema di audit definito dal Regolamento CE 761/2001. GVR Generatore di Vapore a recupero

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Halon Sostanza organica alogenata utilizzata come mezzo estinguente gli incendi. HC Acronimo di "Idrocarburi" Impatto ambientale Qualunque modificazione dello stato dell’ambiente, negativa o benefica, totale o parziale, conseguente alle attività svolte nel sito e derivanti da aspetti ambientali. ITAR Individua nel complesso l’Impianto Trattamento Acque Reflue della Centrale. NOX Miscela di ossidi di azoto; si formano dall’ossidazione dei composti azotati contenuti nel combustibile utilizzato e dall’ossidazione dell’azoto dell’aria. Nm3 Normal metro cubo, misura del volume di effluente gassoso rapportato alle condizioni fisiche normali (0°C e 0,1013 kpa). OCD Olio Combustibile Denso. Prodotto della raffinazione del petrolio. O3 Ozono: gas altamente ossidante presente naturalmente negli strati alti dell'atmosfera; nei bassi strati è presente per reazione tra ossigeno e gli ossidi di azoto in presenza di raggi ultravioletti. PCB PoliCloroBifenile: sostanza contenuta in alcuni trasformatori avente funzione isolante. pH Concentrazione di ioni di idrogeno - Indica l’acidità o l’alcalinità di un liquido. PM10 Particolato con diametro aerodinamico equivalente inferiore a 10 µ m. PTS Acronimo di "Particolato Totale Sospeso" Regolamento CE 761/2001 Regolamento del Consiglio della CE del 19/03/2001 sull’adesione volontaria delle imprese del settore industriale ad un sistema comunitario di ecogestione e audit (spesso indicato con la sigla EMAS: Eco Management and Audit Scheme). Rete elettrica L’insieme delle linee, delle stazioni e delle cabine preposte alla trasmissione e alla distribuzione dell’energia elettrica. SF6 Esafluoruro di zolfo: composto gassoso utilizzato come isolante nelle apparecchiature elettriche. Sm3 Standard metro cubo, misura del volume di gas rapportato alle condizioni fisiche standard (15°C e 0,1013 MPa) SO2 Biossido di zolfo (denominato anche anidride solforosa); si forma dall’ossidazione dei composti dello zolfo contenuti nel combustibile utilizzato. Stechiometria parte della chimica che studia le leggi che regolano i rapporti di combinazione delle molecole nelle reazioni. TG Turbogas Vasche API Separatori della fase oleosa da quella liquida (American Petroleum Institute).

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Unita’ di base e supplementari del SI QUANTITA’ UNITA’ SIMBOLO

Lunghezza Metro m Massa Chilogrammo kg Tempo Secondo s Corrente elettrica Ampere A Temperatura termodinamica Kelvin K Intensità luminosa Candela cd Quantità di sostanza Mole mol

Prefissi comunemente usati FATTORE PREFISSO SIMBOLO

1012 Tera T 109 Giga G 106 Mega M 103 kilo k 10-1 deci d 10-2 centi c 10-3 milli m 10-6 micro µ

Unita’ derivate dal SI QUANTITA’ UNITA’ SIMBOLO Area metro quadrato m2 Volume metro cubo m3 Velocità metro per secondo m/s Frequenza Hertz Hz = cicli/s Densità chilogrammo per metro cubo kg/m3 Forza Newton N = kg · m/s2 Energia, lavoro, calore Joule J = N · m Potenza Watt W = J/s Pressione Pascal Pa = N/m2 Carica elettrica Coulomb C = A·s Potenziale elettrico Volt V = W/A Flusso magnetico Weber Wb = V·s Campo magnetico Tesla T = Wb/m2

Unita’ SI e fattori di conversione per alcune unita’ di uso comune Per convertire da…. Simbolo a…. Simbolo Moltiplicare per…. Volume

Litro l metro cubo m3 0,001 Pressione bar bar Pascal Pa 100.000 atmosfera atm Pascal Pa 101.325 Energia / Lavoro

calorie cal Joule J 4,186 wattora Wh Joule J 3.600 Potenza

calorie/ora cal/h Watt W 0,0011628 Energia Specifica

calorie/chilogrammo cal/kg Joule/kg J/kg 4,186