Costo dell’energia elettrica, Sardegna beffata

Concorrenza aumentata (91 operatori), nuovo cavo Sapei per il continente. Eppure il costo dell’elettricità resta elevato e penalizza le imprese sarde

CAGLIARI. È il problema dei problemi, la precondizione per far uscire la Sardegna, e qualsiasi area depressa o sottosviluppata, dalle secche della crisi, e avvicinarla al resto del mondo. Da dieci anni a parole è in cima all’agenda dei politici sardi, ma i risultati stentano ancora ad arrivare. Se la crescita produttiva è data dal manifatturiero, come sostiene la comunità degli economisti, questo è possibile fondamentalmente a tre condizioni: costo del lavoro contenuto, capacità innovativa elevata, costo dell’energia competitivo. Sui primi due punti arranchiamo. Sull’ultimo invece, cadiamo del tutto. Il costo dell’energia, non tanto alla bolletta del singolo, ma al sistema complessivo, nell’isola non è ancora adeguato alle nostre emergenze. E non consola sapere che due anni fa si stava addirittura peggio.

Il sistema. L’elettricità, per sua natura, non può essere stoccata. Possono essere accumulate alcune materie prime che la producono, petrolio, gas, acqua, mentre altre dipendono da fattori non modificabili, come sole e vento. Questa caratteristica dell’energia elettrica fa sì che essa debba essere consumata nel momento in cui si produce. Per mantenere in sicurezza un sistema elettrico, le autorità che lo regolano, di solito enti pubblici vista la sua strategicità, prevedono che alle centrali che producono energia per un determinato territorio se ne affianchino altre, spente ma pronte a “partire” in caso di emergenza. Naturalmente anche le centrali in riserva, nelle diverse forme, concorrono a formare il costo finale dell’energia prodotta in un territorio.

L’anomalia sarda. L’isola negli ultimi anni ha vissuto cambiamenti radicali nella produzione e nel mercato dell’elettricità, avvicinandosi all’Europa, ma non sempre con i vantaggi auspicati. Nello scorso biennio, due novità radicali hanno cambiato il panorama: la chiusura dell’Alcoa (ottobre 2012) e l’avvio del Sapei, il cavo da 1000 megawatt che collega l’isola con il continente, entrato in esercizio nel marzo del 2011 e a regime un anno dopo.Prima l’isola viveva in uno stato di ignaro isolamento, al punto da non venir toccata dal grande black-out che colpì l’Italia nel settembre del 2003. L’altra faccia di questo isolamento era il fatto che quale che fosse la produzione sarda, affiancata ad essa dovevano esserci centrali pronte a partire pari a quasi il 90 per cento del consumo, affinché la Sardegna venisse coperta in caso di emergenza con le sue forze.

Duopolio. A fronte di questa “autarchia” elettrica corrispondeva un sostanziale duopolio nella produzione e nella vendita (Enel+E.On producevano il 90 per cento dell’energia immessa in rete) più volte criticato dall’Authority per l’energia e il gas e giudicato distorsivo del mercato. E come se non bastasse, l’utilizzatore principe del mercato elettrico sardo era la grande industria di base, petrolchimica e minerali non ferrosi. Emblematico il caso di Portovesme. La sola Alcoa consumava il 40 per cento dell’energia ad uso industriale, e il 20 per cento di tutta l’energia prodotta in Sardegna. Dati più bassi per Porto Torres, con Fiume Santo.

Il mercato. Nonostante le denunce, il costo dell’energia prodotta in Sardegna e immessa sul mercato – quella altrettanto imponente e strategica che da anni produce la Saras dalle peci di raffineria non concorre a fare prezzo perché, assimilata alle fonti rinnovabili, riceve gli incentivi speciali del cosiddetto Cip6 e viene ritirata direttamente dal gestore della rete – rimaneva ben più alto della media nazionale, talvolta con valori quasi doppi, e simile a quello siciliano. Alcuni numeri per illustrare meglio una delle tante anomalie del sistema sardo, che poi si riflettono direttamente sulle imprese, sulle attività commerciali, e in misura minore sui singoli utenti. Nel novembre 2008 il prezzo di vendita è stato di 84 euro a megawatt/ora, e sui 1483 megawatt di energia venduta 530 venivano dal ciclo combinato e 731 dal carbone. Nel 2010 il prezzo è sceso a 63 euro a megawatt/ora, e sui 1266 megawatt venduti 551 e 520 erano a ciclo combinato e a carbone, ma 126 erano a eolico. Lo scorso novembre il prezzo è sceso a 60 euro, più basso della media nazionale, la quantità venduta è salita a 1493 megawatt, e se gas e carbone hanno continuato a viaggiare sui valori simili (509 e 627), l’eolico è arrivato a 267 megawatt, il doppio dell’anno precedente. Visto che la domanda è diminuita, dove è andata l’energia prodotta? La risposta la fornisce l’ultima relazione del Gestore dei mercati energetici, a conferma di quanto annunciato da Terna: il surplus sardo serve a mettere in sicurezza l’area laziale, e il centro-sud del paese, ancora caratterizzato da forti criticità, a sua volta determinate dalla vera e propria crisi che da due anni attanaglia il sistema elettrico siciliano. E così noi da “pecore nere” sull’energia diventiamo salvatori, forse inconsapevoli, della patria. Ma perché c’è tanto surplus?

Le novità. Chiusura di Alcoa e di Vynils, esplosione dell’eolico, entrata a regime del cavo da 1000 megawatt hanno aperto il mercato elettrico sardo. I dati, come riportano le tabelle di Terna pubblicate in alto e a destra, parlano da soli. La Sardegna diventa esportatrice di energia, le sue centrali cominciano a ridurre l’attività (fonti non confermate indicano l’attività della centrale a carbone di Portovesme, la più grande dell’isola, oggi a poco meno il 50 per cento della sua produzione massima, con gli altri gruppi a olio combustibile messi a riserva) per la chiusura delle grandi fabbriche e per via della crisi, con una significativa riduzione dei consumi. Il cavo, che lavora a regime da poco più di un anno, in realtà è composto da due distinti collegamenti dalla portata massima di 500 megawatt ciascuno (tanto per avere una idea: il nuovo gruppo che doveva nascere a Fiume Santo sarebbe stato di 410 mw, il polo di Sarroch e la centrale Enel di Portovesme hanno una potenza di 600 megawatt l’uno), che non possono per motivi tecnici viaggiare in coppia nella stessa direzione. E così un cavo da 500 esporta energia e uno analogo la importa. Quella autostrada virtuale, costata un patrimonio (750 milioni di euro che dovrebbero però “rientrare” in una decina d’anni come minori spese sulla rete) è quasi sempre occupata sino al massimo. Non è una differenza da poco, perché permette ai grandi produttori sardi di tarare il lavoro delle loro centrali in un’ottica non più regionale ma nazionale. Che poi tutto ciò, come si vede nell’articolo a fianco, significhi comportamenti virtuosi per un verso e favorevoli alla Sardegna per l’altro è tutto da dimostrare.

I vantaggi e i dubbi. I vantaggi sulla bolletta però non si vedono, perché il sistema sardo, come ha certificato l’Authority per l’energia elettrica e il gas durante la sua ultima relazione continua a essere poco concorrenziale (nella scala a 10mila a 1 di uno speciale indice che misura il livello di concorrenzialità del mercato locale l’isola è a 3671, il nord è a 1200), con i primi tre operatori, su 91 presenti, che si dividono il 71,7 del mercato. L’unico dato positivo nell’ultimo anno, a testimoniare l’apertura del mercato, è che se nel 2011 due volte su tre il prezzo veniva determinato dall’operatore principale, nel 2012 questa percentuale è scesa al 25 per cento. Tutto ciò significa che la Sardegna si sta avvicinando alla media nazionale, come mercati, prezzi, servizi agli utenti singoli e soprattutto alle imprese? Sarebbe bello crederci. La realtà è

che, come nelle aree più deboli, da tutti i punti di vista, sono i produttori a tenere in scacco i consumatori e non viceversa. E rispetto al passato il libero mercato impedisce profondi interventi che riducano di botto i prezzi. Al massimo pillole di euro in meno.

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