La Nuova Sardegna

CAGLIARI. Ecco il metano che vogliamo: firmato Eph, Enel, Confindustria e Regione. Le imprese e le istituzioni sono uscite una prima volta allo scoperto in estate e hanno presentato i loro pareri ufficali all’Autorità regolatoria per le Reti prima della analisi costi-benefici sulla rete del gas e il suo rapporto con il sistema elettrico. Le imprese chiedono chiarezza sulle decisioni, temendo che il sistema regolatorio previsto dal governo non le tuteli abbastanza, creando distorsioni che possono mettere a rischio la loro stessa presenza in Sardegna.

Insomma, la decisione del governo di creare un collegamento virtuale alla rete e al sistema nazionale solo per un pezzo del percorso completo del gas non le convince. Adesso nel nostro paese esistono sei livelli del mercato del gas liquefatto, ciascuna con il suo sistema: acquisto, trasporto, rigassificazione, deposito, distribuzione e vendita. Se si collegano al sistema regolato solo le prime tre fasi, le altre lasciate al libero mercato creerebbero, secondo le imprese, distorsioni e aggravi dei costi. Ecco perchè le imprese vorrebbero tutte le fasi collegate al sistema nazionale.

Ep Produzione. Lo scrive chiaramente l’azienda controllata da Daniel Kretinsky, proprietaria anche della centrale di Fiume Santo. «Non soltanto il costo della commodity (la materia prima, ndr) dovrebbe essere pari, in Sardegna, allo stesso prezzo al PSV (il punto di scambio virtuale del mercato del gas, gestito da Snam gestore della rete nazionale, ndr) previsto nel resto del mercato gas nazionale, ma anche tutti i costi aggiuntivi necessari per l’immissione di gas nella rete sarda, vale a dire attività di rigassificazione, di trasporto, di logistica nazionale e internazionale, eventuali maggiori costi per la materia prima (nel caso in cui sia necessario acquistare il gas dai terminali di rigassificazione nazionali o internazionali oppure come carichi di Gnl sul mercato nazionale o internazionale, anche per garantire la sicurezza e la continuità degli approvvigionamenti o per coprire picchi di domanda) non dovrebbero comportare una penalizzazione per gli utenti sardi».

Ep fa riferimento poi alla sua attività. «Ad esempio, se così non fosse, un produttore di energia con un impianto a gas in Sardegna, che venda energia elettrica prodotta al prezzo zonale sardo, già sostanzialmente allineato al resto d’Italia, si verrebbe a trovare in una situazione di svantaggio nel mercato, dovendo acquistare la materia prima ad un prezzo tendenzialmente sempre maggiore, in quanto inclusivo dei maggiori oneri di logistica. Questo comporterebbe un differenziale di costo, con svantaggio competitivo per gli impianti localizzati in Sardegna». Per questo motivo Ep chiede chiarimenti sui terminali del gas,(due, se si sceglie la via del mercato, tre con la Virtual pipeline) sui tempi, sullo sviluppo della rete di trasporto e distribuzione, e vuole numeri più precisi per la fornitura del gas nelle zone non fornite dalla rete di distribuzione. Numeri che a tutt'oggi nessuno può fornire. L'unica nota positiva dal punto di vista di Ep riguarda l'allungamento del periodo di essenzialità al 2024 da parte del mise per la centrale di Fiume Santo. Una scelta obbligata, ma insufficente.

Enel. Il gigante elettrico ha rotto il suo silenzio la prima volta a fine estate alla Camera. Nel corso di una audizione in commissione bilancio sul Recovery Fund, il presidente di Enel Italia Carlo Tamburi è intervenuto sul futuro della centrale sarda, quella di Porto Vesme, esprimendo prudenti considerazioni e ribadendo che i “problemi” non riguardano la società. "Sulla metanizzazione - ha detto Tamburi - il problema riguarda Snam non noi. L'isola oggi è elettrificata con due grandi poli a nord e a sud. Potremmo assistere a un rilancio delle nostre attività nel sud con i progetti di riavvio di Sider Alloys e Eurallumina, ma per noi - ha detto in sostanza Tamburi - la chiusura della centrale a carbone è prevista nel 2025. Ma per far sì che ciò accada si dovrà avere in esercizio il cavo di Terna o a fare una importazione di gas. L'importazione del gas è prevista dal programma di Snam ma è ancora subiudice la questione la dorsale, che non riscuote il favore di tutti perchè è molto costosa". Così il presidente di Enel Italia. In realtà, come si evidenza da altri documenti, Enel teme che l’intesa tra Terna e Snam sulla flessibilità del sistema elettrico alteri la concorrenza distorcendo il mercato dell’energia. La posizione di Enel è chiara: dopo che si sapranno forme e modi della metanizzazione, Enel deciderà per la sua centrale, l’unica per la quale a oggi non ha avviato le procedure per il passaggio a gas, non avendo alcuna volontà di entrare nel commercio del gas, nella sua rigassificazione o distribuzione. «Vogliamo solo comprare il gas, non siamo interessati ad altro», hanno detto i suoi vertici nazionali durante diverse audizioni alle Camere.

Igas. Significativa invece la presa di posizione di Igas, la associazione delle imprese del gas iscritte a Confindustria, che mette in evidenza i punti deboli della ipotesi del governo (che però ha forza di legge) e chiede chiarimenti su tutta la catena del sistema gas. Igas fa capire di preferire l’ipotesi di gas a prezzi di mercato e chiede di conoscere quanto sugli utenti nazionali verrebbe a costare il gas sardo. «Non è chiaro se i punti in cui il gas viene rigassificato (presso i depositi costieri) e materialmente immesso nella rete di trasporto sarda saranno classificati come punti di entry della rete nazionale di trasporto. Chi fa i rigassificatori? Se il gas arriva solo dal terminale di Panigaglia (a La Spezia, di proprietà Snam) arriva solo dall’Algeria, e questo fatto esporrebbe la Sardegna «a un monopolio, minandone quindi la sicurezza degli approvvigionamenti che sarebbe totalmente legata alla disponibilità di gas dal paese nordafricano. Diverso, invece, sarebbe se l’accesso alla Sardegna fosse aperto alla possibilità di approvvigionarsi da terminali anche esteri come quelli di Marsiglia e Barcellona». Per questo Igas vorrebbe un mercato aperto che «amplierebbe la concorrenza sulla materia prima, con impatti potenzialmente positivi sui costi sostenuti dal sistema. Infatti, il prezzo del Gnl a mercato in molte condizioni può essere più basso del prezzo al PSV». Soprattuto Igas chiede che il gas sulla virtual pipeline solo ai volumi di GNL strettamente destinati alla loro rigassificazione ed immissione in rete di trasporto per gli utilizzi regolati». Pertanto niente bunkeraggio (rifornimento navi) trasporto stradale o usi civili.

Regione. Di mercato aperto non vuol sentir parlare la Regione. La sua posizione è ben conosciuta. Due centrali a ciclo combinato che brucino gas, rigassificatori a nord e a sud, tre depositi costieri, tutti tra loro collegati e un sistema che porti il gas ovunque nell’isola. «In questo modo quella che chiamiamo dorsale non è una semplice dorsale del gas ma una vera e propria infrastruttura energetica, che consente di far partecipare al mercato del gas tutti gli utenti sardi a prezzi accessibili e paragonabili a quegli degli altri utenti nazionali, e determina un ambito regionale concorrenziale che favorisce la riduzione dei prezzi. Gli operatori del mercato di vendita, distinti da quelli di gestione delle infrastrutture di rigassificazione, trasporto e distribuzione, si farebbero concorrenza solo sulla parte di prezzo legata all’approvvigionamento della materia prima, mentre – conclude l’osservazione della Regione – la parte di tariffa legata a rigassificazione, trasporto, distribuzione e misura sarebbe regolata». La Regione spiega perchè le alternative non sono utili. «Il sistema della dorsale è garanzia di omogeneità tariffarie e convergenze di prezzo tra territori; l’assenza di un sistema interconnesso potrebbe portare alla formazione di diversi prezzi per diversi bacini di distribuzione in funzione dell’andamento del prezzo della materia prima; si creerebbero mercati isolati con forte rischio di creare monopoli di base locale e conseguente aumento dei prezzi del gas e riduzione del suo potenziale di penetrazione». La dorsale «consente di realizzare la conversione a gas dei gruppi a carbone che, in assenza di una rete di trasporto, non potrebbe essere sostenuta dagli operatori della produzione elettrica che finora non hanno presentato progetti in merito (unico caso nel panorama nazionale). Infine «consente la massima espansione delle fonti di energia rinnovabile elettriche proprio in ragione della possibilità di produrre gas verdi e della possibilità di realizzare potenza flessibile a gas che svolge la funzione di riserva e supporto delle rinnovabili non programmabili».

Questi pareri delle imprese e istituzioni. Adesso la parola tocca all’Autorità, che ha in mano anche la prima versione dello studio sui costi e benefici. Deciderà l’Autorità da sola o rimanderà la palla alla politica? È probabile questa seconda soluzione. Senza un chiaro impulso politico Arera ha già fatto capire che non sosterrà il gas “sardo”,  al massimo accetterà tariffe compensate sino al 2023. E poi?