XXI Convegno 3ASI – Roma, 22-23 novembre 2005

La prevenzione incendie le infrastrutture del mercato energetico

Concetto Aprile, Paola De NictolisMinistero dell’Interno

Dipartimento Vigili del Fuoco, Soccorso Pubblico e Difesa CivileDirezione Centrale Prevenzione e Sicurezza Tecnica

Area Rischi Industriali

Indice della presentazione

Panorama dei consumi elettrici italianiPanorama della produzioneQuadro normativoTerminali di rigassificazione GNLElettrodottiCentrali elettricheVVF: procedura per il parere antincendi

Domanda Energetica Italia – Fonti (Valori in Milioni di Tep)

15 12 ,5 12 ,9 17,1 17,3 17,3 17,5 17,9

92 ,5 95,7 92 87,9 85,6 81,1 75,8 74 ,8

39 ,1 44 ,8 58 ,4 66 ,2 68 ,2 73 ,5 78 ,7 8 2

7,47,9

9 ,29 ,1 10 ,2 10 ,3 11 10 ,5

9 ,712 ,2

12 ,5 12 ,8 16 ,8 19 ,3 2 0

8 ,2

0

50

100

150

200

1990 1995 2000 2004 2005 2010 2015 2020

Combustibili Solidi PetrolioGas Naturale Importazione En. ElettricaFonti Rinnovabili

162171

183 193 194 199 202 205

Fabbisogno energetico in aumento. Diminuisce il contributo del petrolio a vantaggio di fonti alternative e a più basso impatto ambientale.

13%

33% 54%

•Il non utilizzo del nucleare in Italia evidenzia una differenza strutturale •rispetto ai principali paesi europei

UCTE = Unione per il Coordinamento della Trasmissione di Energia Elettrica in Europa

Produzione netta di energia elettrica per fonti

Bilancio dell’energia elettrica in Italia nel 2004

81%

16%1%2%

IdroelettricaTermoelettricaGeotermoelettricaEolica

•La maggior parte della produzione elettrica nazionale ètermoelettrica (81% - pari a circa il 70% del fabbisogno nazionale) seguita, con ampio scarto, dall’idroelettrica.

(gen-mar)

Struttura della produzione termoelettrica per fonte

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Carbone ederivati

Gas naturale Prodottipetroliferi

Rifiuti ebiomasse

200320042005

Fonte: AIEE (maggio 2005)

•Il ruolo del gas naturale nella produzione termoelettrica è crescente. Si stima che, nell’anno in corso, più del 50% dell’energia elettrica deriverà da questa

fonte.

Quadro normativo (I)Legge 55 del 9 aprile 2002: “Misure urgenti per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale”Legge 290 del 27 ottobre 2003: “Disposizioni urgenti per la sicurezza del sistema elettrico nazionale e per il recupero di potenza di energia elettrica”Legge 239 del 23 agosto 2004:“Riordino del settore energetico”

Quadro normativo (II)D.Lgs. n.59 del 18 febbraio 2005: prescrive il rilascio dell’Autorizzazione Integrata Ambientale da parte del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio per varie attività, tra cui le centrali termoelettriche di potenza superiore a 300 MW termiciL’A.I.A. sostituisce e integra in un unico atto le autorizzazioni per le emissioni in atmosfera, per gli scarichi idrici, per la produzione e lo smaltimento dei rifiuti

La Conferenza di ServiziIl procedimento autorizzativo per - terminali GNL- elettrodotti- centrali elettriche

si avvale dello strumento della Conferenza di Servizi

(art.14 della L. 241/90, come modificata dalla L. 15/2005)

NUOVI PROGETTI TERMINALI GNLOfferta di gas in Europa

Le importazioni sono così suddivise:

Russia 43%Algeria

Gasdotti e GNL: 47%Il restante 10% è rappresentato dal GNL proveniente dai seguenti paesi: Nigeria,

Quatar, Oman, Libia, Trinidad e Tobago, Emirati Arabi Uniti, Australia, Brunei

I maggiori importatori dell’Europa occidentale sono:

GermaniaItaliaFrancia

Fonte: International Energy Outlook 2004 – dati 2002

ImportazioniImportazioni

ProduzioneProduzione

I maggiori produttori dell’Europa occidentale sono:

Regno UnitoNorvegiaOlanda

Importazioni: rete europea metanodotti

Attualmente l’Europa ha 10

terminali GNL attivi:

4 in Spagna

2 in Francia

1 in Belgio

1 in Grecia

1 in Italia

1 in Portogallo

per una corrispondente capacità di

circa 56mld di m3 all’anno.

A seguito delle maggiori necessità

di acquisto di gas dall’estero, sono

pianificati diversi importanti progetti

per aumentare la capacità di

import di GNL in Spagna, Italia,

Regno Unito, Belgio, Francia e

Olanda.

Metano: approvvigionamento dall’Estero oggi

PANIGAGLIA (SP)

WALLBACH (SVIZZERA)

Terminale GNL• Capacità pari a 3,5 mld

mc• Gas proveniente

dall’Algeria

TENP/TRANSITGAS• Capacità pari a 16 mld mc• Gas proveniente dal Nord

Europa (Olanda e Norvegia)

TRANSMED/TMPC• Capacità pari a 27 mld mc• Gas proveniente dell’Algeria

MAZARA DEL VALLO (TP)

TAG• Capacità pari a 22,5 mld mc• Gas proveniente dalla Russia

ARNOLDSTEIN (AUSTRIA)

Gasdotto controllato da OMV e SNAM (51%)

Gasdotto controllato da Sonatrach e Sotugat

Gasdotto controllato da Sonatrach e SNAM (35%)

Gasdotto controllato da Ruhrgas e SNAM

Gasdotto controllato da Swissgas e SNAM

Terminale controllato da SNAM (100%)

GREEN STREAM• Offtaker: Edison, Gas de France, Energia• 8 mld m3

GELA

Terminale GNL Veneto• PORTO VIRO (RO)

TAG

ARNOLDSTEIN (AUSTRIA)

MAZARA DEL VALLO (TP)

TRANSMED/TMPC

Algeria/Sardegna

CAGLIARI

PORTOVIRO (RO)

BRINDISI

ROSIGNANO

Gasdotto

Terminale GNL

Terminali GNL Calabria• GIOIA TAURO (RC)• CORIGLIANO (CS)• S. FERDINANDO (RC)

Terminale GNL Toscana• Progetto Offshore di Olt Off-shore LNG• ROSIGNANO (LI)• LIVORNO

PIOMBINO (LI)

Metano: nuovi terminali GNL e potenziamento rete gasdotti

Terminali GNL Sicilia• AUGUSTA (SR)• PORTO EMPEDOCLE (AG)

AUGUSTA

Terminale GNL Puglia • BRINDISI• TARANTO

GIOIA TAURO

TARANTO

Terminale GNL Friuli• TRIESTE

TRIESTE

P.TO EMPEDOCLE

0 0

3

0 0

1

0 0 0 0 0 0

2

0

2

3

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1

0 0

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Emilia

Rom

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ta

Regione n° progettiAbruzzo 0Basilicata 0Calabria 3Campania 0Emilia Romagna 0Fiuli V.G. 1Lazio 0Liguria 0Lombardia 0Marche 0Molise 0Piemonte 0Puglia 2Sardegna 0Sicilia 2Toscana 3Umbria 0Veneto 1Trentino A.A. 0Valle d'Aosta 0

Totale 12

Richieste autorizzazione terminali GNLDistribuzione regionale (n° progetti)

0 0 0 02

1 1 1

12

10

7

01

0

6

1

42

0

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Regione n° progettiAbruzzo 0Basilicata 0Calabria 0Campania 0Emilia Romagna 2Fiuli V.G. 1Lazio 1Liguria 1Lombardia 12Marche 1Molise 0Piemonte 7Puglia 0Sardegna 1Sicilia 0Toscana 6Umbria 1Veneto 4Trentino A.A. 2Valle d'Aosta 0

Totale 37

Richieste autorizzazione elettrodottiDistribuzione regionale (n° progetti)

Elettrodotti: connessioni con l’estero

Elettrodotti: connessioni con l’estero

3 25 6

42

11

2

16

1 2

6 5

0 0 1 1

5

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ta

Regione n° c.e.Abruzzo 3 4,17%Basilicata 2 2,78%Calabria 5 6,94%Campania 6 8,33%Emilia Romagna 4 5,56%Fiuli V.G. 2 2,78%Lazio 11 15,28%Liguria 2 2,78%Lombardia 16 22,22%Marche 1 1,39%Molise 2 2,78%Piemonte 6 8,33%Puglia 5 6,94%Sardegna 0 0,00%Sicilia 0 0,00%Toscana 1 1,39%Umbria 1 1,39%Veneto 5 6,94%Trentino A.A. 0 0,00%Valle d'Aosta 0 0,00%

Totale 72

Richieste autorizzazione centrali elettricheDistribuzione regionale (n° centrali)

17981150235027212163

400

5996

1760

7000

3701180

33103682

0 0 250 800

3090

0 00

10002000300040005000600070008000

Abru

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osta

Regione MweAbruzzo 1798 4,73%Basilicata 1150 3,02%Calabria 2350 6,18%Campania 2721 7,16%Emilia Romagna 2163 5,69%Fiuli V.G. 400 1,05%Lazio 5996 15,77%Liguria 1760 4,63%Lombardia 7000 18,41%Marche 370 0,97%Molise 1180 3,10%Piemonte 3310 8,71%Puglia 3682 9,68%Sardegna 0 0,00%Sicilia 0 0,00%Toscana 250 0,66%Umbria 800 2,10%Veneto 3090 8,13%Trentino A.A. 0 0,00%Valle d'Aosta 0 0,00%

Totale 38020

Richieste autorizzazione centrali elettricheDistribuzione regionale (MWe)

2

0

5 5

4

1 1 1

7

0

1

4

6

2

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AbruzzoBas il ic

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LiguriaLomb ard ia

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Regione n° c.e.Abruzzo 2 4,65%Basilicata 0 0,00%Calabria 5 11,63%Campania 5 11,63%Emilia Romagna 4 9,30%Fiuli V.G. 1 2,33%Lazio 1 2,33%Liguria 1 2,33%Lombardia 7 16,28%Marche 0 0,00%Molise 1 2,33%Piemonte 4 9,30%Puglia 6 13,95%Sardegna 2 4,65%Sicilia 0 0,00%Toscana 3 6,98%Umbria 0 0,00%Veneto 1 2,33%Trentino A.A. 0 0,00%Valle d'Aosta 0 0,00%

Totale 43

Centrali elettriche autorizzate dal 2002Distribuzione regionale (n° centrali)

8300

40003160

1712

8000 0

3660

0750

22002670

80 0790

0 0 0 00

1000

2000

3000

4000

5000

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ta

Regione MweAbruzzo 830 4,02%Basilicata 0 0,00%Calabria 4000 19,37%Campania 3160 15,30%Emilia Romagna 1712 8,29%Fiuli V.G. 800 3,87%Lazio 0 0,00%Liguria 0 0,00%Lombardia 3660 17,72%Marche 0 0,00%Molise 750 3,63%Piemonte 2200 10,65%Puglia 2670 12,93%Sardegna 80 0,39%Sicilia 0 0,00%Toscana 790 3,83%Umbria 0 0,00%Veneto 0 0,00%Trentino A.A. 0 0,00%Valle d'Aosta 0 0,00%

Totale 20652

Centrali elettriche autorizzate dal 2002Distribuzione regionale (MWe)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MW

Evoluzione parco impianti: repowering a CCGT

4.520

1.920

785380

2.660

1.860 12.125

Enel - La Casella [760 MW]Enel - Priolo [760 MW]Enel – Pietrafitta [380 MW]Endesa – Ostiglia [760 MW]

Enel - La Casella [760 MW]Enel - Porto Corsini [760 MW]Enel – Termini Imerese [300 MW]Edipower – Sermide [1140 MW]Endesa – Tavazzano [800 MW]Tirreno Power – Torvaldaliga [760 MW]

Edipower – Chivasso [1140 MW]Endesa – Ostiglia [400 MW]Enel – Termini Imerese [320 MW]

Tirreno Power – Vadoligure [380 MW]Edipower – Piacenza [760 MW]Endesa - Tavazzano [400MW]Tirreno Power – Torvaldaliga[380MW]

Enel – S. Barbara [390 MW]Edipower – Brindisi [395 MW]

Tirreno Power – Vado Ligure [380 MW]

•A fine periodo gli impianti a ciclo combinato esistenti saranno potenziati di 12.125 MWe

•CCGT: Combined Cycle Gas Turbine

ACEA Electrabel (Voghera) – [380 MW]Edison (Altomonte) – [400 MW]ENI P. (Brindisi 1) – [780 MW]ENI P. (Mantova) – [780 MW] AEM Torino (Moncalieri) – [390 MW]

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Totale

MW

Evoluzione parco impianti: ipotesi di sviluppo nuovi CCGT

Enipower (Ferrara) -[780MW]

2.000

2.730

1.960

780

1.681

11.481

1.930

400

ASM (Ponti sul Mincio) – [250 MW]ENI P. (Ferrera Erb.) – [970 MW]ENI P. (Ravenna) – [780 MW]

ENI P. (Brindisi 2) – [390 MW] Energia (Termoli) – [770 MW]Edison (Altomonte) – [400MW]AEM/ASM Brescia (Cassano) –[400MW]

Erg P&G (Priolo G.) – [481 MW]EGL (Rizziconi) – [800MW]Raetia (Teverola) – [400MW]

EGL (Sparanise) – [800 MW]AEM Torino (Moncalieri) –[380MW]Electrabel (Rosignano) –[375MW]Acea (Leinì) – [375MW]

AEM/ASM Brescia (Cassano) –[400MW]

•A fine periodo il parco impianti sarà incrementato di 11.481 MWe prodotti da nuovi impianti a ciclo combinato, la maggior parte dei quali entreranno in

funzione nei prossimi due anni

Centrali elettriche: il parere antincendi

Distinguiamo 2 casi:

a) centrale all’interno di attività a rischio di incidente rilevante soggetta agli obblighi di cui all’art. 8 del D.Lgs. n° 334/99:

parere del CTR integrato ex art.19 del D.Lgs 33499

b) centrale non ricadente in attività a rischio di incidente rilevante:

parere del Comando Provinciale dei Vigili del Fuoco

Check-list per parere antincendidel Comando VVF

La relazione presentata per ottenere il parere antincendi deve dimostrare il rispetto delle norme di prevenzione incendi vigenti per:

-centrali termoelettriche

-impianti di compressione/decompressione gas combustibile

-metanodotti

-altre attività secondarie, di cui al DM 16/02/82

Check-list per parere antincendidel Comando VVF

Inoltre, la relazione deve contenere:

- una valutazione del rischio incendio

- la descrizione delle misure di prevenzione e protezione antincendio da attuare per ridurre i rischi

- la gestione dell’emergenza

Centrali elettriche in a.r.i.r.

Non aggravio del rischio

Qualora la realizzazione della centrale elettrica e delle opere connesse si possa configurare come un “non aggravio del preesistente livello di rischio” ai sensi del D.M. Ambiente 9/08/2000 (in G.U. n. 196 del 23/8/2000), il gestore dell’attività a rischio di incidente rilevante ed il legale rappresentante della Società proponente il progetto della centrale elettrica presentano, a firma congiunta, una dichiarazione documentata di non aggravio del rischio

ConclusioniPer la formulazione del parere antincendi, le strutture centrali e territoriali del Dipartimento VVF lavorano in sinergia

proponente

Area Rischi Industriali

In a.r.i.r.?CTR

ComandoProvinciale VVF

SI’

NO

MinisteroAttività

Produttive

Fine della presentazione