Energia e Industria Chimica: le analisi e 18 Proposte per sostenere la competitività, anche nell applicazione del Protocollo di Kyoto.

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1 FEDERCHIMICA CONFINDUSTRIA Energia e Industria Chimica: le analisi e 18 Proposte per sostenere la competitività, anche nell applicazione del Protocollo di Kyoto. Milano, ottobre 2006

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3 INDICE INTRODUZIONE pag. 2 EXECUTIVE SUMMARY 3 PARTE PRIMA: LE ANALISI 6 1. Energia e Industria Chimica in Italia 6 2. Energia: una priorità nazionale ed europea 7 3. I fattori di criticità in Italia 7 4. Il confronto con gli altri Paesi concorrenti 9 PARTE SECONDA: IL PROTOCOLLO DI KYOTO L applicazione del Protocollo di Kyoto in Italia Le Emissioni dei Gas Serra in Italia Le politiche nazionali di riduzione di Emissioni di Gas Serra I Piani Nazionali di Assegnazione: PNA1 ( ) e Bozza PNA2 ( ) Le criticità di ordine generale dello Schema di Emissions Trading La performance dell Industria Chimica in Italia 22 PARTE TERZA: LE 18 PROPOSTE DI FEDERCHIMICA 24 ALLEGATI 29 BIBLIOGRAFIA 36 1

4 INTRODUZIONE. Federchimica è la Federazione Nazionale dell Industria Chimica, e associa circa 1400 Imprese Chimiche, per un totale di circa dipendenti, in 17 Associazioni di settore, suddivise in 47 Gruppi Merceologici. Obiettivi primari di Federchimica sono il coordinamento e la tutela dell Industria Chimica operante in Italia. Inoltre, Federchimica gestisce il Programma Responsible Care e il S.E.T. Servizio Emergenze Trasporti. Federchimica coopera con le AA.PP., Centrali e Locali, con le Istituzioni di Ricerca, per lo sviluppo sostenibile dell Industria Chimica. Il Comitato Energia di Federchimica, ha lo scopo di rappresentare e tutelare gli interessi delle imprese associate, che nei mercati dell energia hanno un ruolo prevalente di consumatori, nonché costituire uno strumento di confronto e discussione, per diffondere corretta informazione e cultura sui temi di interesse; il Comitato comprende tra le sue attività: l elaborazione di documenti di posizione sui temi riguardanti l energia; la collaborazione con la Commissione Energia di Confindustria; l interazione con le Autorità nella formazione di provvedimenti normativi, come ad esempio quelli relativi alla preparazione dello Schema Europeo di Emissions Trading (da ora in avanti indicato come Schema ET ); l organizzazione di seminari su argomenti tecnici riguardanti il mercato dell Energia Elettrica e del gas, come ad esempio incontri di discussione con i fornitori di energia su aspetti riguardanti la contrattualistica. Il presente documento è stato realizzato dal Comitato Energia di Federchimica, che è composto da 52 Esperti, 1 rappresentanti di Imprese Associate e da 2 Invitati Permanenti, in rappresentanza di altre Istituzioni. 1 al

5 EXECUTIVE SUMMARY. LE ANALISI. L Industria Chimica è un importante consumatrice di energia, seconda solo all Industria Siderurgica. Rispetto agli altri settori, l Industria Chimica ha insieme una significativa intensità energetica sul fatturato, ed una quota significativa di esportazione, con conseguente sensitività alla competizione internazionale. Ciò fa dell energia un fattore rilevante della gestione, soprattutto quando incide sui costi di produzione per decine di punti percentuali. La recente istituzione dell «High Level Group on Competitiveness, Energy and the Environment», presso la Commissione Europea, testimonia il riconoscimento della criticità del tema anche a livello europeo. L Italia è particolarmente vulnerabile, per la fortissima dipendenza energetica dall estero. A causa di ciò, gli effetti degli aumenti della quotazione del greggio sulla bolletta energetica nazionale sono molto maggiori, spesso il doppio, rispetto a Paesi meno dipendenti da fonti fossili di importazione. La riduzione in corso della dipendenza dall olio combustibile non riduce la vulnerabilità, poiché essa è compensata da un forte spostamento del mix verso il Gas Naturale, finora non assistito da potenziamenti delle infrastrutture (gasdotti e terminali GNL); l emergenza gas degli ultimi due inverni ha evidenziato i ritardi nella politica industriale ed energetica. E in corso in Italia un rinnovo del parco di generazione elettrica, mentre i prezzi della Borsa Elettrica mostrano una riduzione della distanza rispetto al resto d Europa; si tratta però di quotazioni su mercato a breve, non rappresentativo del mercato totale, nel quale non si è ancora sviluppato un mercato a termine. Tuttavia, si sono per la prima volta verificati fenomeni di esportazione di Energia Elettrica, che non rappresentano una raggiunta parità di condizioni economiche tra i vari mercati, e che restano ancora essenzialmente isolati; il mercato dell Energia Elettrica è caratterizzato da meccanismi di formazione del prezzo sulla cui trasparenza anche a livello europeo si sono avanzate riserve. Il livello dei prezzi in Italia permane significativamente elevato, rispetto agli altri Paesi dell Unione Europea, con un conseguente gap di competitività. Sull Energia Elettrica pesano rilevanti oneri indiretti. Ci sono anche problemi di scarsa degressività: sull Energia Elettrica essa dipende solo da costi di trasporto e maggiorazioni, e sul gas essa è praticamente assente per i livelli di consumo molto elevati. Le ultime decisioni sui meccanismi di assegnazione di capacità di trasporto per l Energia Elettrica di import tendono a vanificare il vantaggio economico relativo, prima esistente. Il crescente ricorso al Gas Naturale anche nella generazione di Energia Elettrica porterà ad un accresciuta interdipendenza dei due mercati, con dinamiche di prezzo dipendenti da quelle del petrolio. 3

6 IL PROTOCOLLO DI KYOTO. In tema di politiche nazionali di riduzione delle emissioni di gas serra, occorre ridefinire i dati fondamentali di riferimento, a partire dalla formalizzazione non avvenuta delle variazioni di quelli compresi dalla Delibera CIPE 123/2002. Le citate modifiche erano finalizzate alla prima formulazione del Piano Nazionale di Assegnazione delle Quote di Gas Serra nell ambito dello Schema Europeo di Emissions Trading ET (Dir. 2003/87/CE). Le molte edizioni di tale Piano succedutesi dall aprile 2004 al febbraio 2006 richiamano la necessità di una riformulazione dei dati di riferimento per politiche rispetto alle quali lo Schema di Emissions Trading rappresenta solo uno dei capitoli. La formulazione del Piano di Assegnazione per il Periodo , da parte del MATT, dovrebbe consentire di affrontare aspetti rilevanti come l effettivo incentivo dello Schema alla riduzione delle emissioni di gas serra, al possibile incentivo alla riduzione di attività, in contrasto con la Strategia di Lisbona, all opportunità di soglie di esclusione per Piccoli Emettitori. LE 18 PROPOSTE DI FEDERCHIMICA. Il documento formula, a seguito delle analisi sviluppate, 18 proposte, raggruppate in 4 categorie: I. Consumatori Energy Intensive. 1. La salvaguardia dei Consumatori Energy Intensive. 2. L Energia Elettrica utilizzata come materia prima (impianti di elettrolisi). 3. I Poli Industriali Chimici. II. Aspetti contrattuali. 4. I Contratti di Lungo Termine. 5. Gli Oneri di Dispacciamento. 6. Il Servizio di Interrompibilità Elettrica Istantanea. 7. L Interrompibilità Elettrica con Preavviso. 8. L Interrompibilità di Gas Naturale. 9. L Import di Energia Elettrica. III. Incentivazione dell efficienza e risparmio energetico. 10. L Incentivazione della Cogenerazione. 11. L Incentivazione delle Fonti Rinnovabili. 4

7 12. L Incentivazione del GPL. 13. Disponibilità di Assistenza Tecnica per l Efficienza Energetica e il Risparmio Energetico. IV: Emissions Trading ( ET ) e politiche di riduzione di Gas ad Effetto Serra. Le proposte riguardano i seguenti punti: 14. ll complesso delle politiche nazionali di riduzione delle Emissioni di Gas Serra. 15. Gli Impianti di Combustione. 16. L Esclusione dallo Schema ET, dei Piccoli Emettitori. 17. Le Ripercussioni dello Schema ET sui Prezzi dell Energia Elettrica. 18. L Incongruità delle Clausole di Recupero degli Oneri ET. 5

8 PARTE PRIMA: LE ANALISI. 1. Energia e Industria Chimica in Italia. L Industria Chimica è un importante consumatrice di energia, seconda solo all Industria Siderurgica (vedi anche All. 1 e All. 2). Per le Imprese dell Industria Chimica, l incidenza del costo dei consumi energetici sul fatturato è variabile, da pochi punti a molte decine di punti percentuali; l andamento crescente del peso dei costi energetici ha dato al tema dell energia, tradizionalmente un capitolo secondario nella gestione economica, un ruolo meritevole di particolare attenzione, quando non di vero e proprio allarme, a causa dell importanza nei conti economici delle imprese energivore o energy intensive. Rispetto agli altri settori, l Industria Chimica ha una significativa intensità energetica sul fatturato, e, al tempo stesso, una quota significativa di esportazione, con conseguente sensitività alla competizione internazionale. In tal senso la posizione dell Industria Chimica Farmaceutica rispetto agli altri settori è illustrata nella Tav. 1, mentre maggiori dettagli sono forniti in All. 3. Tav. 1 - Esposizione Internazionale alla concorrenza e intensità energetica del fatturato, nei vari Settori Esposizione Internazionale alla concorrenza (Quota % esportata del fatturato) Meccanica 40 Tessile e Abbigliamento Chimica e farmaceutica 30 Metallurgia 20 Industria Estrattiva Materiali per edilizia, vetro e ceramica 10 Alimentare Carta e Stampa Industria delle Costruzioni Intensità energetica (GWh per 100 M di fatturato) Fonte: ISTAT, MSE 6

9 2. Energia: una priorità nazionale ed europea. Dopo che la Giornata dell Energia, organizzata nel dicembre del 2004 da Confindustria, aveva testimoniato la percezione della priorità raggiunta dal tema, gli sviluppi successivi nel 2005 e 2006 hanno contribuito a conservare un elevato livello di attenzione, anche in Europa. Tra i fattori più importanti si ricordano l andamento crescente dei prezzi del petrolio e, a fine 2005, i preoccupanti segnali della politica aggressiva della Russia come fornitore di gas, che hanno fatto riflettere sugli aspetti di sicurezza dell approvvigionamento energetico. A testimonianza dell attenzione a livello europeo si segnalano l indagine della Commissione Europea sui mercati dell Energia Elettrica e del gas, che ha evidenziato la distanza ancora da percorrere verso una completa liberalizzazione, il recente Libro Verde (COM (2006) 105) Una strategia europea per un energia sostenibile, competitiva e sicura e, ancora prima, la decisione di istituire un High Level Group on Competitiveness, Energy and Environment (HLG), con il compito di fornire indicazioni per la politica europea in queste aree nei prossimi due anni. I primi temi analizzati sono stati il funzionamento dei mercati dell energia, lo Schema di Emissions Trading dell U.E., l accesso all approvvigionamento di energia per i Consumatori intensivi e l efficienza energetica. 3. I fattori di criticità in Italia. La particolare debolezza della situazione italiana, dovuta all accumulo negli anni di ritardi in tema di politica industriale ed energetica, amplifica per il nostro Paese i contraccolpi negativi delle variabili internazionali. L Italia ha una dipendenza energetica dall estero di poco meno del 90% (89,4%, 89,9% e 89,2% rispettivamente nel 2002, 2003 e 2004). Inoltre, dipende dall estero per circa un sesto del suo fabbisogno di Energia Elettrica. Nella generazione di Energia Elettrica, l Italia sta progressivamente eliminando la sua dipendenza dall olio combustibile, sostituendola però con il Gas Naturale, le cui dinamiche di prezzo indicizzate al petrolio lasciano invariata la vulnerabilità. Le conseguenze, in termini di costo della bolletta energetica a seguito di aumento delle quotazioni del greggio, sono per l Italia notevolmente maggiori (in molti casi il doppio) rispetto a Paesi che possono contare su un mix prevalentemente basato sulla coppia carbone-nucleare. Lo spostamento del mix delle fonti primarie verso il Gas Naturale (aumento delle importazioni da 59,3 Gmc 2 del 2002 a 73,5 Gmc del 2005!) non è stato seguito, improvvidamente, né da potenziamenti delle infrastrutture (gasdotti per il trasporto interno e collegamento con l estero) né, soprattutto, da potenziamenti nella capacità di stoccaggio; ciò ha portato ad intaccare la riserva strategica di gas in maniera significativa e crescente nei primi mesi del 2005 e del 2006, con prospettive ugualmente difficili per i prossimi inverni, nei quali si continuerà a sentire l effetto del rinnovo del parco di generazione, prevalentemente incentrato su impianti a gas, con conseguenti aumenti del fabbisogno di Gas Naturale. 2 Gmc = 10 9 mc 7

10 Si registrano ritardi notevoli anche sul versante dei terminali GNL; la realizzazione di alcuni di essi, in aggiunta all unico esistente a Panigaglia (SP), potrebbe costituire una diversificazione, rispetto alla fornitura di gas, via tubo. Il rinnovo del parco di generazione (a fine 2005 risultavano autorizzati nuovi impianti per MW), e il conseguente contributo al miglioramento dell efficienza, dovrebbero nel giro di qualche anno attenuare la differenza tra i prezzi dell Energia Elettrica in Italia rispetto al resto dei Principali Paesi dell U.E.. L anno 2005 ha già mostrato qualche segnale il proposito: con riferimento alla Tav. 2, che mostra i valori mensili dei prezzi di Borsa dell Energia Elettrica in vari Paesi, si vede una sostanziale tendenza ad una convergenza a fine anno, mentre all inizio dell anno i valori dell IPEX (riferiti alla Borsa Elettrica in Italia) erano notevolmente superiori al gruppo degli altri prezzi, così come lo erano stati dal suo inizio (aprile 2004). Tav. 2 - Energia Elettrica: Prezzi Mensili delle principali Borse Elettriche Europee: 2005 e gen Prezzi mensili delle principali borse elettriche europee* euro/mwh Ipex Omel EEX APX Powernext gen-05 feb-05 mar-05 apr-05 mag-05 giu-05 lug-05 ago-05 set-05 ott-05 nov-05 dic-05 gen Fonte: Federchimica L andamento delle Borse Elettriche Europee, verso fine 2005, può essere messo in relazione agli episodi di esportazione di quantità non trascurabili di Energia Elettrica dall Italia 3. Si tratta di un segnale significativo, anche se occorre cautela nel sopravvalutare il suo significato, la cui corretta comprensione richiederebbe un appropriata riflessione sia 3 In realtà non si è trattato di esportazione fisica, ma di trattamento di partite estero su estero che hanno portato alla riduzione del flusso fisico di import verso l Italia. 8

11 sull adeguatezza dei dati (puntuali) della Domanda Elettrica in Italia a rappresentare i valori riferiti ai costi effettivi del consumo globale di Energia Elettrica, sia nel diverso grado di incorporazione dei costi collegati allo Schema di Emissions Trading dell U.E.. Occorre ricordare comunque che i prezzi che si realizzano nella Borsa Elettrica in Italia (IPEX Italian Power Exchange) non sono l espressione di un mercato a termine che ancora manca; ciò pone il problema di rappresentare correttamente il valore totale dell Energia Elettrica trattata. Inoltre, ad indicare la non imminenza di realizzazione di mercati a termine, rimane l esistenza della clausola di recesso, stabilita all inizio della liberalizzazione per la protezione del consumatore come parte contrattuale, e che è incompatibile con l affermarsi di contratti a medio o lungo termine. A causa della incompleta transizione verso una situazione di vero mercato, i meccanismi di formazione del prezzo possono risentire di posizioni dominanti (ciò risulta da diverse sedi di valutazione autorevoli ed ufficiali, secondo le quali la situazione dei mercati dell energia è insoddisfacente); inoltre, ricordiamo che una componente negativa è rappresentata dallo stesso meccanismo di formazione di prezzo della Borsa Elettrica in Italia: il system marginal price, che assegna a tutti i produttori il prezzo dell offerta più alta, funzionerebbe meglio in una situazione di significativa sovracapacità, che in circostanze in cui l offerta più alta non ha competitori. Tale osservazione è stata evidenziata anche nell ambito delle attività dell HLG. Il sistema industriale italiano è esposto, come risulta dai dati per il 2005, di seguito riportati, ed anche dal confronto tra il primo trimestre 2006 e il corrispondente periodo del 2005, ad un divario dei prezzi dell energia rispetto alla media europea, che raggiunge il 30%, in particolare per l Energia Elettrica. Si tratta di una penalizzazione preoccupante: considerato il livello dei consumi finali del settore (27 TWh/a), essa corrisponde in valore assoluto ad oltre 500 M /a e, ad esempio, nelle fasce di incidenza dei consumi elettrici tra il 15 e il 30%, ad un gap di competitività tra il 4,5 e il 9%. Dato lo scenario internazionale, l impossibilità di trasferire sui prezzi tali aumenti di costo si traduce in una seria minaccia alla già precaria stabilità economica di molte imprese, che richiede di essere adeguatamente affrontata. Il presente documento contiene proposte di possibili interventi: altre potrebbero essere formulate a livello di singola associazione di settore. 4. Il confronto con gli altri Paesi concorrenti. E vero che, facendo riferimento ai dati disponibili nel 2005 l Italia non è il Paese che registra i maggiori incrementi nei prezzi dell Energia Elettrica (anche EE) (vedi l All. 4, che mostra una minore crescita dei prezzi in Italia rispetto a quelli di altri Paesi dell U.E.), ma i costi industriali per l Energia Elettrica restano comunque elevati, soprattutto per le fasce alte di consumo, come si desume ad esempio dalla Tav. 3 nella pagina seguente, che mostra i dati a luglio

12 Tav. 3 - Prezzi finali 1 per fasce di consumo industriale di EE: Italia e media EU 15, 1 luglio Prezzi EE (euro/mwh) ,4 120,4 103, ,2 94,6 77,7 90,8 69,8 88,9 66,5 81,6 73,6 I EU , Tasse escluse Fonte: Eurostat 0,03 0,05 0,16 1, Fasce di Consumo (GWh/a) Occorre notare come per i prezzi in Italia i meccanismi di degressività siano quasi irrilevanti, essendo introdotti solo dagli effetti dei costi di trasporto e delle maggiorazioni per gli oneri di sistema. La Tav. 4 mostra la situazione dei prezzi industriali di gas, confrontati con la media dei Paesi EU15. Tav. 4 - Prezzi finali 1 per fasce di consumo industriale di gas: Italia e media EU 15, 1 luglio 2005 Prezzi del gas (euro/1000mc) ,8 320,8 291,8 280,8 246,5 250,7 210,3 208,4 193,1 I EU Tasse escluse Fonte: Eurostat 0,011 0,11 1, Fasce di Consumo (Mmc/a) 10

13 I pochi dati disponibili per i consumi industriali molto elevati confermano la maggiore difficoltà per i consumi industriali italiani, per i quali le condizioni di degressività sono abbastanza blande. I riferimenti per la Tav. 3 e la Tav. 4 sono riportati nell All. 5 e nell All. 6. Per l Energia Elettrica in Italia, occorre sottolineare il peso degli oneri indiretti, come stranded costs, oneri di dispacciamento, oneri di incentivazione di fonti rinnovabili (o rinnovabili solo per convenzione). A titolo di esempio, è opportuno ricordare che l importo degli oneri recuperati in tariffa, a seguito del meccanismo di incentivazione di fonti rinnovabili e assimilate per il 2004, è stato di oltre 2,3 miliardi di euro, saliti a oltre 3 miliardi di euro per il 2005 (vedi Bibliografia, riferimento 4). Per quanto riguarda l energia di import, la sua convenienza registrata in passato è minacciata sia dalla possibile riduzione del gap di prezzo in alcuni periodi, che da meccanismi di competizione imposti dai gestori esteri, sulla base di un interpretazione del regolamento europeo 1228/2003. In tal modo tende a ridursi una delle possibili leve di politica industriale per i settori energy intensive. Infatti il meccanismo di asta così come proposto dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (anche AEEG), in una situazione di carenza di capacità non fa altro che trasferire il gap di prezzo ai produttori esteri, annullando i possibili benefici per il consumatore italiano. Una possibile soluzione è la gestione da parte di Terna S.p.A. dell importazione di tutta l energia con contratti ventennali (a fronte di una fee appropriata), e la distribuzione pro quota ai consumatori interni. Inoltre l energia di import è solo parzialmente disponibile a causa della destinazione di una parte notevole di essa (contratti di lungo termine del periodo pre-liberalizzazione, nella disponibilità di ENEL) per il mercato vincolato; uno spostamento degli equilibri attuali è ostacolato da motivi di consenso politico; gli stessi che hanno portato a formule di rallentamento del trasferimento sulle tariffe delle dinamiche di incremento dei prezzi, con la conseguenza di rendere il sistema più esposto al persistere di tali condizioni, e penalizzato negli eventuali periodi di discesa dei prezzi. Diventa importante, per i grandi Consumatori di Energia, favorire la stipula di contratti a lungo termine, per privilegiare le caratteristiche di regolarità di consumo, e controllare la possibile volatilità delle condizioni di mercato. L AEEG continua ad essere estremamente attiva (la produzione eccessiva di interventi è un altro dei problemi della situazione italiana); una proposta relativa all istituzione di un meccanismo di capacity payment è stata fortemente contrastata ed è al momento non operativa (in presenza però di un meccanismo transitorio che comunque pesa sul prezzo); occorrerà riformulare, per il periodo a partire dal 2008, le condizioni di remunerazione del servizio di interrompibilità. Per la situazione in Italia, comunque, dopo l avvio della Borsa Elettrica, con una acquisizione di maggiore trasparenza, ma in assenza di condizioni di vera competitività che la Borsa Elettrica può registrare ma non generare, risulta importante creare al più presto l auspicato Mercato Forward. 4 4 Mercato a termine, cioè per energia da consumarsi in periodo successivo alla stipula. 11

14 Il mercato del gas configura una situazione dalle ripercussioni potenziali su quello dell Energia Elettrica, a causa della crescente dipendenza dal Gas Naturale del parco di generazione elettrica, e dell uso invalso di usare come riferimento per il gas le dinamiche di prezzo del petrolio. Sono in discussione possibili soluzione a breve, difficili da individuare come risolutive, mentre sono interessanti, dal punto di vista di politica industriale, i temi di medio periodo: - una spinta per la creazione di concorrenza dal lato dell offerta (tra i fornitori di Energia) può essere data dallo sviluppo del GNL (terminali di rigassificazione), che in prospettiva potrebbe assegnare all Italia il ruolo di hub mediterraneo per gli altri Paesi, rispetto all attuale posizione di forte importatore; - il percorso per la sottrazione del controllo della rete dei gasdotti da parte di un unico protagonista, a favore di un controllo da parte di terzi rispetto al mercato finale, deve anche evitare il ben peggiore pericolo di controllo della stessa rete da parte di un player integrato a monte della filiera. 12

15 PARTE SECONDA: IL PROTOCOLLO DI KYOTO. (N.B.: i valori totali ottenuti per somma di alcune serie di dati APAT, riportati nelle Tavole di questa Parte del Documento, potrebbero non corrispondere, per quanto riguarda le cifre decimali, alle somme esatte degli addendi, a causa di effetti di arrotondamento.) 5. L applicazione del Protocollo di Kyoto in Italia. Le emissioni di gas serra 5 sono regolate dal Protocollo di Kyoto, che ne prescrive una riduzione (per i Paesi aderenti) rispetto al 1990, entro il Lo schema europeo, di Emissions Trading, invece, riguarda le emissioni della sola CO 2, per alcuni settori industriali. Ci proponiamo di descrivere in primo luogo i dati delle emissioni di gas serra in Italia e, in secondo luogo, la situazione delle normative relative. 6. I dati delle Emissioni nazionali di Gas Serra. Il quadro d insieme sui GHG. I dati delle emissioni nazionali di Gas Serra vengono periodicamente riportati, dagli Stati interessati, secondo un formato (CRF, Common Reporting Format) stabilito dall UNFCCC (United Nations Framework Climate Change Convention). I dati più recenti si riferiscono al 2004 (NIR, National Inventory Report del 2006), e sono descritti nella Tav. 5, che riporta quelli delle emissioni totali e quelli dei diversi gas serra. Le emissioni totali di gas serra in Italia nel 2004 ammontano a 583,3 MtCO 2 eq. 6 Come si vede, le emissioni di CO 2 sono preponderanti rispetto a quelle degli altri gas ( vs ), costituendo l 84 % del totale. Inoltre, delle 6 categorie che compongono la struttura del CRF (Energia,Processi Industriali, Uso di Solventi e altri prodotti, Agricoltura, Forestazione, Rifiuti) la prima raccoglie l 82% del totale ( vs kt CO 2 eq). La categoria Energia, che fa riferimento a processi di combustione, 7 comprende le Industrie energetiche, l industria manifatturiera e delle costruzioni, i trasporti, gli altri settori (civile e residenziale). Al di fuori della categoria Energia ci sono i processi industriali, l uso di solventi e altri prodotti, l agricoltura, i rifiuti. 8 I settori con emissioni più rilevanti sono quelli delle Industrie Produttrici di Energia (163.5 MtCO 2 eq), i Trasporti (132.6 MtCO 2 eq), il Settore Civile (88 MtCO 2 eq), l Industria Manifatturiera e delle Costruzioni (87.2 MtCO 2 ); a quest ultima voce l Industria Chimica contribuisce per 12,6 MtCO 2 eq (15% c.a.). 5 CO 2 ; CH 4 ; N 2 O; HFC; PFC; SF 6, vedi ad esempio Tav Tale valore è da confrontare con l obiettivo nazionale di 486 MtCO 2 eq, riduzione di 6,5% delle emissioni 1990 (519,8 MtCO 2 eq). 7 A parte la voce B, relativa alle emissioni fuggitive da gas e petrolio (7.508 kt ca). 8 La componente CO 2 della voce Forestazione (Land Use Change and Forestry), negativa, non contibuisce al totale dei gas serra controllato dalle normative di riduzione. 13

16 Tav. 5 - Emissioni di GHG (Italia, anno 2004). Dati in kt CO 2 eq. Settori Totale di cui CO 2 CH 4 N 2 O F gas 1 1. ENERGIA , , , ,00 A. Combustione , , , ,00 (1) Industrie produttrici di energia , ,73 447, ,11 1. Elettricità Pubblica e Produzione di Calore ,49 2. Raffinazione del Petrolio ,27 3. Manifattura di Carburanti solidi e altre Industrie Energetiche ,97 (2) Industria Manifatturiera e Costruzioni , ,22 128, ,30 1. Ferro e Acciaio , ,94 2. Metalli Non Ferrosi 1.196, ,11 3. Prodotti Chimici , ,48 9,03 86,80 4. Carta 4.625, ,03 5. Alimentare 6.928, ,22 6. Altri , ,44 (3) Trasporti , ,19 656, ,80 (4) Altri settori , ,17 558, ,57 (5) Altro 1.180, ,98 2,85 86,47 B. Emissioni fuggitive da gas e petrolio 7.508, , ,78 2. PROCESSI INDUSTRIALI , ,31 60, , ,29 A. Prodotti minerali , ,78 B. Industria chimica , ,72 6, ,81 18,30 C. Industria metallurgica 1.916, ,81 53,92 251,50 F. 3 Gas Fluorurati (cons.) 6.438, ,47 3. SOLVENTI , ,28 799,80 4. AGRICOLTURA , ,00 5. FORESTAZIONE, ETC , ,71 34,65 778,10 6. RIFIUTI ,20 210, , ,10 Totale , , , , ,29 Note: 1 Gas Fluorurati: HFC (diversi prodotti), PFC (diversi prodotti), SF 6 2 Solo emissioni di processo 3 Omesse le categorie: D (Altre Produzioni), vuota; E (Produzione Gas Fluorurati), in questa tabella attribuita ai settori di competenza (B e C). 4 Uso di solventi e altri prodotti 5 Senza la voce Forestazione per la CO 2, ma includendo le componenti non CO 2. Così, per convenzione, si calcola il totale nazionale. Fonte: APAT 14

17 L andamento delle emissioni e, in particolare, della CO 2 Le emissioni totali di gas serra in Italia, rilevanti ai fini di Kyoto, sono in significativo aumento nel periodo , essendo passate da 519,8 a 583,3 MtCO 2 eq, mentre l obiettivo di Kyoto per il Paese (riduzione del 6,5% rispetto al 1990) è di 486 MtCO 2 eq (i dati intermedi sono: 532,7 Mt per il 1995; 554,9 Mt per il 2000; 577,5 Mt per il 2003). Concentrando l attenzione sull anidride carbonica, come gas serra più rilevante, la Tav. 6 riporta l andamento delle emissioni di CO 2 nel periodo ; le categorie 1 (Energia) e 2 (Processi Industriali) coprono la quasi totalità delle emissioni di CO 2 (488 Mt su 489,6 Mt c.a., nel 2004). I dati evidenziano un trend decrescente per le emissioni dell Industria manifatturiera (da c.a. 88,9 Mt a 85,4 Mt), a fronte di aumenti vistosi (oltre che per la produzione di energia termoelettrica) per i Trasporti (da 101,5 Mt a 128 Mt c.a.) e per il Settore Civile (da 76,5 Mt a 84,1 Mt c.a.). L Industria Chimica mostra una significativa riduzione (da 20 Mt a 12,5 Mt c.a., nella parte Energia e da 2,186 Mt a 1,327 Mt c.a., per le emissioni di processo). Tav. 6 Emissioni di GHG (kt CO 2 ). Andamento della CO 2 nel periodo Settori ENERGIA , , , , ,84 A. Combustione , , , , ,25 (1) Ind. produttrici di energia ,73 1. Elettricità Pubblica e Produzione di Calore ,49 2. Raffinazione del Petrolio ,27 3. Manifattura di Carburanti solidi e altre Industrie Energetiche ,97 (2) Industria Manifatturiera e costruzioni ,22 1. Ferro e Acciaio ,94 2. Metalli Non Ferrosi 1.187,11 3. Prodotti Chimici , , , , ,48 4. Carta 4.586,03 5. Alimentare 6.858,22 6. Altri ,44 (3) Trasporti ,19 (4) Altri settori ,17 (5) Altro ,98 B. Emissioni fuggitive Da carburante ,56 2. PROCESSI INDUSTRIALI ,31 A. Prodotti minerali ,78 B. Industria chimica ,72 C. Industria metallurgica ,81 3. SOLVENTI ,28 4. AGRICOLTURA FORESTAZIONE, ETC ,71 6. RIFIUTI ,57 TOTALE ,00 Fonte: APAT 15

18 Lo schema ET e la corrispondenza con il CRF (Common Reporting Format) Il campo di applicazione dello schema ET riguarda settori industriali della produzione di energia e di processi industriali. I criteri di suddivisione per categorie dello schema dell UNFCCC, e dello schema europeo di ET non si prestano ad un confronto esauriente per visualizzare le categorie sotto ET. La Tab. 7 mostra il raccordo fra lo schema ET e lo schema CRF (Common Reporting Format) usato per UNFCCC. Tav. 7 Raccordo fra i dati della Tav.6 e il sistema di raccolta dei dati per lo Schema ET Settori Tav. 6 Settori Schema ET Produzione Energia Processi Industriali Uso di solventi Agricoltura Rifiuti Altro Termoelettrico Altri Impianti di combustione di cui Industria Chimica Raffinazione Produz. E trasformaz. di metalli ferrosi Carta Cemento Calce Vetro Ceramici Fonte: Federchimica 16

19 7. Le politiche nazionali di riduzione delle Emissioni di Gas Serra. Dopo la ratifica del Protocollo di Kyoto, avvenuta in Italia con la Legge 120 del 2002, manca tuttora un quadro di riferimento chiaro per le politiche nazionali di riduzione delle emissioni di gas serra. Un primo quadro di riferimento per le politiche dell Italia fu definito con la delibera CIPE n 123 del dicembre 2002, pubblicata in Gazzetta Ufficiale nel marzo I dettagli sono mostrati in Allegato 7. Tuttavia, alla fine del 2003, dopo la pubblicazione della Direttiva Emissions Trading (2003/87/CE, dell ottobre 2003), i dati della delibera CIPE 123/2002 furono rivisti, ma non formalizzati in una nuova delibera. Tali nuovi dati, tuttavia mai formalizzati, sono mostrati in Allegato 8. Come si vede, la situazione attuale è caratterizzata dall assenza di un riferimento univoco, a causa della mancata formalizzazione della delibera CIPE modificata. I dati della delibera CIPE dovevano formare il quadro di riferimento per lo Schema di Emissions Trading, a cui sono sottoposte le emissioni nazionali di CO 2 di alcuni settori industriali, mentre per le rimanenti emissioni dovevano essere previste altre misure specifiche. Come noto, si sono registrati notevoli ritardi relativi allo Schema di Emissions Trading, e nessuna azione per i settori al di fuori di esso. Inoltre, la revisione dei dati della delibera CIPE era funzionale alla prima versione del Piano Nazionale di Assegnazione delle Quote di Gas Serra, per il Periodo (anche PNA1) 9 da parte del MATT, cui ne sono seguite altre, senza peraltro aggiornare i dati di riferimento della delibera CIPE. L Allegato 9 riporta i dati delle Assegnazioni Totali di Quote di CO 2, ai vari settori industriali, del PNA, emesso nel febbraio Esso è stato il risultato di una lunga evoluzione, passando attraverso la versione del febbraio 2005, che per la prima volta ha riportato i dati per i singoli impianti, e la consultazione del dicembre Si noti che ad essere utilizzata per la trattativa, da parte del MATT con la Commissione Europea, è stata la versione del PNA del febbraio 2005, più volte modificata prima di quella definitiva. L Industria Chimica, non compresa nella Direttiva della Commissione Europea, vi rientra attraverso la categoria Altri Impianti di Combustione ; le assegnazioni a impianti dell Industria Chimica ammontano a circa 5,3 Mt/a (vedi anche All. 10). La Tav. 8 visualizza i dati più significativi per le politiche nazionali di riduzione delle emissioni di gas serra: dati storici per il 1990 (valore di riferimento del Protocollo di Kyoto), 2000, 2004, quote assegnate per lo schema ET nel PNA1 ( ), i valori finali (media ) tendenziali, di riferimento e di obiettivo del Protocollo di Kyoto. 9 Per PNA1 si intende il Piano Nazionale di Assegnazione delle Quote di CO 2 per il Periodo (Primo Periodo) ; per PNA2 si intende il Piano Nazionale di Assegnazione delle Quote di CO 2 per il Periodo (Secondo Periodo). 17

20 Tav. 8 - Emissioni di Gas Serra - i dati nazionali (in MtCO 2 eq/a) MtCO 2 eq Tendenziale 1 Riferimento , Campo Applicaz. ET Previsioni Obiettivo Kyoto 1 Vedi note in All Decisione (non formalizzata) fine Delibera CIPE 123/ Media Fonte: Federchimica A causa dei forti ritardi (definizione del PNA; nomina dei Verificatori per validazione emissioni 2005; realizzazione del Registro Emissioni; recepimento stesso della Direttiva) in Italia, meno che in altri Paesi, c è stata una discussione su temi dell impatto dello Schema ET sui prezzi dell elettricità (anche per più di 10 /MWh), che altrove in Europa sono molto vivaci. Su questo tema si sono registrate le richieste di alcuni Produttori di far pagare una specie di sovrapprezzo ET corrispondente alla possibile spesa del Produttore per coprire l eccesso di emissioni. Naturalmente ciò può rappresentare un indicazione della distanza da una situazione di effettiva competizione di mercato. Il prezzo che si forma sul mercato dovrebbe comprendere gli effetti ET e dunque si potrebbe generare la possibilità di pagarli due volte; inoltre non si comprende perché il consumatore di energia debba essere responsabilizzato per una conseguenza (le emissioni effettive) dipendente dalla libera scelta del produttore, ad esempio, di esportare o comunque produrre di più per ragioni di mercato. Secondo il calendario previsto, entro il 30 giugno 2006 gli Stati Membri avrebbero dovuto definire i Piani di Assegnazione per il periodo , con delle indicazioni della Commissione Europea di ampliare il campo di applicazione estendendo l interpretazione 18

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