Bronzolo-Aldino: Una centrale di pompaggio ad alto rischio idrogeologico

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Già bocciato prima sul Renon e poi a Laives, il progetto di una centrale elettrica a pompaggio privata rispunta ora a Bronzolo ed Aldino.
Con una novità: l’acqua per alimentarla verrrà prelevata non dal fiume, ma dalla falda sotterranea che serve anche acquedotti e pozzi. Si tratta di un gigantesco prelievo di 830.000 metri cubi d’acqua, che metterà a forte rischio l’equilibrio idrogeologico di un’area che ha già problemi di approvvigionamento.
Sia a Bronzolo che ad Aldino stanno nascendo iniziative civiche sul tema.
In questa interrogazione-dossier, analizzo alcuni aspetti dell’opera e chiedo trasparenza e chiarezza sul progetto, sul suo finanziamento e sulle procedure di valutazione.

Nelle scorse settimane si sono svolte nei comuni di Bronzolo e di Aldino assemblee pubbliche in cui i promotori (riuniti nella la società Iters Srl) hanno presentato il loro progetto di centrale a pompaggio da realizzare nel territorio dei due comuni. Da quel che è uscito sulla stampa, la centrale dovrebbe essere totalmente in caverna, con diversi chilometri di tunnel scavati nella montagna sia a monte che a valle, e dovrebbe utilizzare 830.000 m3 di acqua (equivalenti a 830 milioni di litri) che verrebbe prelevata dalla falda.

I dati principali dell’impianto, almeno come sono stati presentati alla riunione di Bronzolo, sarebbero i seguenti:

  • Capacità: 850 000 m3 di acqua
  • 2 tunnel di 7,5 km e di 113 m2 di sezione. Se il profilo è circolare, il diametro è di 12 m. In confronto, una canna BBT ha diametro 8,1 m, Gottardo 7,7 m.
  • 450 MW di potenza installata
  • 5 ore funzionamento continuo alla massima potenza
  • 2250 MWh di energia equivalente accumulata
  • 80% di efficienza stimata (tipica per impianti di questo tipo)
  • investimento dichiarato: 500 milioni di €
  • periodo di ammortamento: 25 anni

Noi non scartiamo a priori la soluzione delle centrali a pompaggio, come un mezzo per lo stoccaggio e poi il successivo utilizzo di energia in sovrappiù (in un circuito che comunque produce tra il 20% e il 30% di energia in meno di quanta ne consuma per pompare l’acqua in alto), ma riteniamo che tali impianti abbiano senso solo se viene garantito che l’energia utilizzata per il pompaggio è energia da fonti rinnovabili: altrimenti si tratterebbe semplicemente di “riciclaggio di energia sporca” che, se è in sovrappiù, deve semplicemente smettere di essere prodotta.

Riteniamo dunque che l’effettiva realizzazione di questo tipo di centrale sia da giudicare caso per caso, valutando attentamente l’impatto ambientale e la reale economicità dell’opera, nonché i vantaggi che possano o meno venire per la collettività, sia in termini di compensazioni ambientali che di pagamento di diritti.

Soprattutto, nella decisione se realizzare o no l’opera va garantito il massimo della trasparenza e il coinvolgimento della popolazione, che deve essere messa non solo davanti a affermazioni verbali e promesse di ogni tipo, ma deve anche poter disporre di tutta la documentazione necessaria: progetto, piano finanziario, eventuali convenzioni con soggetti terzi (i promotori hanno parlato di contatti coi sindacati e con la Procura della Repubblica per quanto riguarda le norme di sicurezza e quelle sulla legalità dei cantieri), eventuali certificazioni (la stampa ha riferito di verifiche sul piano finanziario e di ricerca dei finanziatori affidate alla KPMG Spa di Roma, società nota in provincia di Bolzano per aver accompagnato diversi momenti della storia di SEL, nonché società di consulenza di Enel).

I valori che sono in gioco sono innanzitutto quelli ambientali. Risulta infatti che l’enorme massa degli 830.000 m3 di acqua, pari a 830 milioni di litri, utilizzati dall’impianto sarebbero prelevati dalla falda sotterranea.

Questo pare il punto più critico: solitamente infatti l’acqua necessaria per questi impianti viene prelevata da laghi o fiumi (in passato sono state proposte centrali a pompaggio che pescavano nell’Isarco e nel lago di Garda), ma è alquanto insolito il caso di centrali che peschino nella falda che alimenta anche tutti gli altri usi idrici, da quello potabile a quello agricolo.

A questo vanno aggiunti i 14 km di enormi tunnel nella montagna, dove sarebbero realizzati sia i serbatoi sia le sale per le turbine, e che potrebbero interferire sulle falde e le sorgenti.

Il rischio dunque per l’equilibrio idrogeologico dell’area interessata è enorme e va valutato attentamente.

Infine ci sono gli aspetti finanziari.  La motivazione dei promotori del progetto è evidentemente commerciale e consiste nel ricavare profitto dal differenziale dei prezzi tra l’energia di sfondo meno cara acquistata per pompare l’acqua e l’energia di picco prodotta rilasciando l’acqua.

Occorre considerare innanzitutto che gli impianti di pompaggio e accumulo non sono assimilabili a impianti a energia rinnovabile, ma, al contrario, sono impianti che servono principalmente a mantenere la stabilita della rete e sono pertanto sotto il controllo diretto del gestore di rete. Nella maggior parte dei casi non è il proprietario dell’impianto a decidere autonomamente quando scaricare acqua e produrre e vendere elettricità, in momenti di convenienza economica, ma piuttosto il gestore di rete a scegliere quando ricorrere all’energia accumulata per coprire improvvisi picchi di carico.

Similmente, gli impianti di accumulo sono messi in funzione quando occorre collegare rapidamente dei carichi, anche qui per compensare fluttuazioni di rete. Gli impianti di accumulo sono pertanto strumenti “di sistema”. Proprio per questo motivo l’esercizio commerciale di impianti di pompaggio è molto critico e non è garantito il loro rientro economico se non in termini di sicurezza della rete.

Secondo informazioni statistiche di Terna sugli impianti di generazione per il 2011 [sito www.terna.it, doc. 2011_It_3-IMPIANTI_GEN.pdf] in Italia la potenza installata di impianti di pompaggio “puri” (simili a quello proposto per Bronzolo) è 4 017 MW. La loro producibilità media annua, cioè la quantità massima di energia elettrica che sarebbe possibile produrre o invasare supponendo un’utilizzazione completa degli impianti alla massima efficienza, è 6 651,0 GWh.

Nel 2010 e 2011, sempre secondo le statistiche di Terna [sito http://www.terna.it, doc. 2011_It_5- PRODUZIONE.pdf] la produzione di energia elettrica da apporti di pompaggio è stata invece solo di 3 249,2 GWh e 1 903,2 GWh. Gli impianti sono stati cioè utilizzati al 48,8% e al 28,6% rispetto al loro potenziale massimo.

Oltre a ciò va considerato il fatto che il differenziale tra i prezzi di picco e di sfondo va costantemente diminuendo, fatto che rende sempre più critico il conto economico di queste centrali.

Ci limitiamo a riportare l’andamento dei prezzi negli ultimi 7 anni, espressi in € per Mwh:

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

Baseload

€ 72,23

€ 64,12

€ 63,72

€ 86,99

€ 70,99

€ 74,75

€ 58,59

Picco

€ 82,71

€ 76,77

€ 83,05

€ 114,38

€ 104,90

€ 108,73

€ 87,80

Fuori picco

€ 66,71

€ 57,34

€ 53,41

€ 72,53

€ 52,95

€ 57,06

€ 43,17

Differenza

€ 16,00

€ 19,43

€ 29,64

€ 41,85

€ 51,95

€ 51,67

€ 44,63

Come si vede, il differenziale tra energia di picco ed energia di sfondo è tendenzialmente diminuito negli ultimi anni, riducendosi di due terzi rispetto al 2005. Si riducono così i margini di profitto di questo tipo di centrali, che infatti in questo momento in Europa praticamente nessuno più propone come impianti a se stanti.

Normalmente infatti tali centrali a pompaggio sono realizzate su impianti già esistenti di generazione idroelettrica con l’aggiunta di pompe per fare risalire l’acqua in periodi di basso costo dell’elettricità e sfruttarla in caduta quando c’è domanda di picco. L’investimento “tipico” in un impianto di pompaggio è quindi solo un investimento aggiuntivo per modificare un impianto idroelettrico già esistente, ed è quindi piuttosto contenuto. Al contrario, sono rari gli impianti costruiti esclusivamente per l’accumulo e che richiedono bacini, invasi, tubature ecc.

Occorre dunque, per giudicare il progetto, conoscere il piano finanziario nei dettagli, cioè capire su quali parametri sono stati quantificati gli investimenti necessari e le spese di gestione, le previsioni di esercizio sull’energia prodotta e sulle previsioni di prezzo, le modalità di finanziamento ecc…

Infine, occorre avere chiarezza su chi siano i finanziatori del progetto.

Sono conoscendo con esattezza questi dati, gli enti pubblici possono valutare la reale economicità del progetto e dunque:

  1. se esso potrà venire portato a termine e poi gestito senza rischi di un fallimento che lascerebbe dietro di sé un’opera di notevole impatto ambientale ma priva di margini economici sufficienti per andare avanti;
  2. se le promesse di compensazioni finanziarie a favore dei comuni potranno essere mantenute oppure no, e di quale entità saranno (soprattutto se fossero stabilite come una percentuale sugli utili).

Seguono alcune domande alla Provincia: se il progetto è ufficialmente depositato presso gli uffici, con quali procedure verrà analizzato e – semmai – autorizzato, ecc…

Appena arriva la risposta ne darò notizia su questo blog.

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Un pensiero riguardo “Bronzolo-Aldino: Una centrale di pompaggio ad alto rischio idrogeologico

  1. Una seconda interrogazione su temi più concreti: acqua prelevata e roccia estratta.

    Centrale a pompaggio Bronzolo-Aldino: quali concessioni e quali usi per la roccia estratta e l’acqua prelevata?

    Già bocciato prima sul Renon e poi a Laives, il progetto di una centrale elettrica a pompaggio privata rispunta ora a Bronzolo ed Aldino.
    Con una novità: l’acqua per alimentarla verrà prelevata non dal fiume, ma dalla falda sotterranea che serve anche acquedotti e pozzi. Si tratta di un gigantesco prelievo di 830.000 metri cubi d’acqua, che metterà a forte rischio l’equilibrio idrogeologico di un’area che ha già problemi di approvvigionamento.
    Il prelievo dalla falda invece che dal fiume potrebbe cambiare molto sul tipo di concessione da rilasciare e sui canoni da pagare: la centrale sarà equiparata a un pozzo, anche se gigantesco, invece che a una concessione idroelettrica, e verrà sottoposta dunque ai canoni tipici dei pozzi e non a quelli, molto più onerosi per il concessionario, e molto più convenienti per l’ente pubblico, delle concessioni idroelettriche? In più, la concessione per un prelievo dalla falda è soggetta a vincoli minori o maggiori di quelle idroelettriche? E’ forse per questo che si è scelto di prelevare acqua dalla falda e non dal fiume?

    Altro problema, il materiale di scavo. La montagna verrà perforata per diversi chilometri per realizzare serbatoi e sala turbine in galleria. Il primo progetto prevedeva 2 tunnel di 7,5 km e di 113 m2 di sezione. Se il profilo è circolare, il diametro è di 12 m. In confronto, una canna BBT ha diametro 8,1 m, Gottardo 7,7 m.
    I promotori hanno fatto capire anche di essere disposti a variare il progetto (quattro è cinque gallerie più corte, bacini sotterranei a spirale invece che dritti ecc…) ma i volumi complessivi dovrebbero restare gli stessi.
    Dunque verrà estratta un’enorme quantità di materiale, probabilmente porfido, che ha anche un valore di mercato (nelle presentazioni pubbliche si è parlato di un valore di circa 5 milioni di euro, e di acquirenti già interessati ad acquistare il materiale). Nella fase di costruzione dunque, più che una centrale avremo una vera e propria cava, con valore economico.
    Per il BBT la soluzione è stata realizzare una cava di ghiaia per la lavorazione del materiale estratto: la cava è stata messa in gara e ne sono venuti i relativi introiti anche per l’ente pubblico che ha emanato la concessione per la cava stessa. Ma in questo caso che senso ha che i promotori del progetto facciano dichiarazioni come se la cava appartenesse già a loro?

    Bisogna capire a questo punto che tipo di regime di concessione e di autorizzazione regolerà sia il prelievo dell’acqua, sia quello della roccia.
    Tutto ciò premesso,

    si chiede:
    A. SULL’ESTRAZIONE DELLA ROCCIA:

    1. L’estrazione della roccia, operazione necessaria per realizzare la centrale e i serbatoi in caverna, configurerà il cantiere, per alcuni anni, come una grande cava: sarà necessaria una specifica concessione per lo scavo, lo stoccaggio e l’utilizzo della roccia?
    2. Qual è la durata di queste eventuali concessioni?
    3. A chi appartiene il materiale estratto e chi potrà venderlo sul mercato?
    4. A chi andranno i proventi della vendita del materiale estratto?
    5. Quale beneficio avrà la mano pubblica da questi lavori di estrazione?
    6. Quali sarebbero le risposte alle domande da 1 a 5 se, invece di una centrale in caverna, si trattasse “solo” di una cava?
    7. Non c’è il rischio che i promotori realizzino almeno nei primi anni una “cava di fatto”, con relativi proventi, senza sottostare alle condizione proprie di una cava?
    8. Sarà trovata una soluzione come quella adottata per il BBT? Nei particolari, come funziona la “soluzione BBT”? Chi gestisce la gara? La BBT SE ha diritti sulla cava? Quanto frutta la cava alle casse pubbliche?

    B. SUL PRELIEVO DELL’ACQUA:

    9. A quale tipo di concessione è sottoposta la possibilità per un privato di prelevare l’acqua dalla falda per utilizzarla per alimentare una centrale a pompaggio?
    10. Qual è la durata di questa eventuale concessione?
    11. Come viene data questa concessione, a quale soggetto pubblico va richiesta e attraverso quale procedura? (si prega anche di citare la legislazione di riferimento).
    12. A quali limiti quantitativi (orario, giornaliero, annuale o di qualsiasi altro tipo) è sottoposto questo tipo di prelievo?
    13. In particolare, a quale tra i 16 tipi di utenza fissati dalla Provincia (vedi: http://www.provincia.bz.it/agenzia-ambiente/acqua/canoni-derivazione-acqua.asp) appartiene un prelievo di questo genere?
    14. A quali canoni e altre eventuali imposte o tasse o tributi è sottoposto un impianto di questo genere?
    15. Quali sarebbero le risposte alle domande da 8 a 14 se, invece di prelevare l’acqua in falda, la centrale derivasse l’acqua dal fiume Adige?

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