La Nuova Sardegna

CAGLIARI. Parlano poco, solo nelle occasioni e nelle sedi istituzionali; il loro punto di vista viene presentato solo dopo aver valutato tutti i pro e i contro; aspettano decisioni ufficiali prima di parlare, e del resto è logico, perchè su tratta di multinazionali, pur con strategie, obiettivi e programmi diversi che devono rispondere non solo ai governi (nel caso di Enel) ma anche ai mercati e alle borse. Ecco perchè i pareri di Enel ed Ep, messi nero su bianco, in relazione allo studio di Rse valgono il doppio: non solo perchè intervengono pubblicamente ma perchè lo fanno senza peli sulla lingua. E chi si aspettava prese di posizione diplomatiche e neutre rimarrà deluso. I due giganti elettrici sono proprietari delle due centrali a carbone presenti nell’isola, con una potenza complessiva superiore a 1,2 gigawatt. Di questi 640 megawatt sono prodotti a Porto Torres nella centrale ex Eon ora Ep di proprietà della Eph del magnate ceco Daniel Kretinsky, mentre 580 sono distribuiti a sud, a Porto Vesme nella centrale Grazia Deledda di Enel.

Il loro giudizio sullo studio, che li vede coinvolti e interessati come pochi altri è impietoso. Il giudizio negativo è ammorbidito dalle parole di circostanza che in questi casi si usano per non irretire l’interlocutore, ma il senso è chiaro. «Non coerente, non approfondito, da rivedere», per Enel. «Non fornisce tutti gli elementi necessari, deve essere integrato con ulteriori approfondimenti», per Ep.

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Enel. Le mosse del gigante elettrico nazionale vanno monitorate con molta attenzione perchè la Sardegna, a differenza di quanto sta succedendo per le centrali di Brindisi, La Spezia e Civitavecchia (centrali a carbone in via di riconversione a metano), non sembra essere in cima ai piani di Enel. Forse è troppo presto per dire che Enel sta pensando di dismettere Porto Vesme (nel cui sito insiste il polo dell’alluminio di prossima, si spera, ripartenza), ma certo i ritardi e le incertezze sul futuro del sistema energetico sardo non raffozano la capacità di attrazione della centrale, che per bene che vada subirà comunque una forte cura dimagrante sul versante della forza lavoro impiegata, nel caso che venisse riconvertita a gas. Date queste premesse si capisce meglio la posizione di Enel, che ritiene come lo studio «debba essere rivisto, utilizzando un orizzonte almeno al 2050, e valutando tutte le diverse soluzioni con un’ottimizzazione globale, considerando adeguatamente anche le alternative basate su un passaggio diretto all’elettrificazione. Solo in questo modo lo studio potrà rappresentare uno strumento utile ed efficace per supportare le scelte di politica energetica che il Paese dovrà affrontare nei prossimi anni».
A seguire vengono presentti ben 17 punti, definiti come “osservazioni” e “suggerimenti di dettaglio”, che smontano lo studio, demolendo anche le poche certezze di prospettiva in esso contenute.
Il primo punto è il più forte perchè considera non neutra la soluzione scelta. «L’analisi costi benefici del settore elettrico dovrebbe considerare come alternative le risorse disponibili attualmente e in prospettiva (fonti rinnovabili, accumuli, generazione programmabile a gas ed elettrodotti di interconnessione dell’isola o all’interno della stessa) senza accordare preventivamente una preferenza a una specifica soluzione».
Da qui discendono gli altri punti. «Perchè avete scelto la taglia di 500 mw per le central ia gas a ciclo combinato? L’addio al carobne nel 2025 è un vincolo, ma poi prevedete l’interconnession con la Sicilia al 2028. Ma avete previsto comunque una soluzione per dire addio al carbone nella data indicata?». Enel contesta anche il fatto che lo studio Rse non abbia sottoposto ad analisi-costi-benefici, né che abbia tenuto in conto per i costi di sistema i fondi europei per la transizione energetica.
Una parte importante dei suggerimenti di Enel sono riferiti agli accumuli, idroelettrici, elettrochimici e al ruolo dell’idrogeno “verde”, quello prodotto da fonti rinnovabili. Secondo la nota Enel poco considerate, così come per nulla considerata la possibilità di riusare per l’idrogeno le reti del metano.
Enel non vuole aver le mani legate neppure per le soluzioni sulla ripartenza dell’alluminio. «In merito alla ripartenza del polo dell’alluminio, sarà necessario analizzare distintamente i fabbisogni termici e quelli elettrici afferenti all’area industriale ricomprendendoli rispettivamente nei più ampi fabbisogni energetici dell’isola. I fabbisogni totali dovranno essere soddisfatti al minimo costo e senza identificare preventivamente soluzioni tecniche (nello studio RSE viene individuata una soluzione basata sulla cogenerazione che però rappresenta solo una delle possibili alternative al soddisfacimento delle esigenze del polo».

Altri critiche sono rivolte al metodo usato per preferire una soluzione rispetto a un’altra, al fabbisogno nel trasporto e all’uso del parco eletrico, al mancato uso dell’idrogeno verde nel mix delle configurazioni usate, ai costi della anidride carbonica. «Per quanto concerne i trasporti pesanti e a lungo raggio, quali quelli marittimi, l’idrogeno rappresenta, in prospettiva, una soluzione efficiente per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione», e infine «riguardo ai costi dei vettori energetici, sarebbe opportuno chiarire quali costi sono ipotizzati per l’elettricità e gas per il cliente finale. In linea di principio, andrebbero esclusi gli oneri generali di sistema dal momento che tali costi (in gran parte fissi) andranno comunque sostenuti dai consumatori finali. Per quanto concerne l’energia elettrica, il costo della commodity (cioè della materia prima, ndr) dovrebbe essere basato sul prezzo zonale, maggiormente rappresentativo delle condizioni di domanda/offerta».

Da ultimo la pipe-line virtuale. Enel non la boccia, ma vuole chiarezza, evidentemente non emersa dallo studio. «Riguardo alle soluzioni per il trasporto del gas naturale, l’ipotesi di collegamento “virtual pipeline” (che prevede che il Gnl scaricato a Livorno/Panigaglia e ricaricato sulle bettoline sia consegnato in Sardegna a condizioni di prezzo allineate al Psv, il punto  di scambio virtuale dove si fa il prezzo all'ingrosso del metano) presuppone, oltre ad una modifica all’attuale regolazione, una socializzazione dei costi che in parte verrebbero redistribuiti sul resto del sistema...Sarà necessario pertanto stabilire una definizione delle strutture tariffarie, di mercato e di regolazione che consentano una correttaintegrazione del nuovo sistema con quello “continentale” già esistente, senza penalizzazioni per gli operatori, individuando chiaramente il perimetro delle infrastrutture necessarie, fornendo una precisa perimetrazione di eventuali spazi di socializzazione dei costi, conferendo un esplicito mandato all’Autorità per la copertura dei costi dei servizi».

Ep. Anche la società proprietaria della centrale di Fiume Santo interviene sullo studio, ma tiene a sottolineare come i pochi elementi a disposizione impediscano alla stessa Ep di adottare le scelte migliori per il futuro. Eppure Ep qualcosa la dice comunque, ed è un netto no al Tyrrehnian link, trovandosi sulle stesse posizioni del sindacato territoriale.
«EP Produzione, disponibile a investire per la transizione energetica dell’isola, non dispone ancora, anche considerando le risultanze dello studio, di un quadro programmatico complessivo sufficientemente chiaro (in termini di infrastrutture che saranno disponibili e con quali tempistiche) per poter assumere decisioni di investimento nella generazione elettrica. Riteniamo infatti che il rapporto debba essere integrato con approfondimenti ulteriori riguardo il settore elettrico, e che queste valutazioni avranno necessariamente effetto, e debbano quindi essere considerate, anche sulle valutazioni relative allo sviluppo delle infrastrutture gas. Ad esempio, riteniamo importante che nelle varie configurazioni analizzate sia delineato il bilancio elettrico della regione Sardegna, nell’orizzonte temporale considerato, in modo da chiarire il fabbisogno dell’isola i flussi di energia in import e in export, il ruolo e il regime di funzionamento dei sistemi di accumulo (idroelettrici e/o elettrochimici), per poter comprendere con maggior chiarezza l’equilibrio energetico atteso. Per quanto riguarda specificatamente la generazione elettrica, le ipotesi di Rse prevedono un range molto ampio di capacità termoelettrica necessaria alla transizione dal carbone».

Ep si preoccupa in primo luogo dell’approvvigionamento del gas e della sua sicurezza, delle sue infrastrutture, del prezzo e dei volumi necessari ad avviare una centrale. E lo dice chiaramente.
«Il costo del gas naturale in Sardegna deve essere allineato al resto del continente (sia per la componente materia prima sia per la componente trasporto): condizioni di fornitura di gas naturale differenziati fra Sardegna e resto d’Italia sarebbero poco sostenibili dal punto di vista della concorrenza (il prezzo dell’energia elettrica è già oggi sostanzialmente allineato al resto d’Italia, un costo del gas più alto nell’isola spingerebbe necessariamente gli impianti localizzati in Sardegna ad operare fuori mercato e in condizioni di svantaggio competitivo strutturale rispetto ai concorrenti localizzati nel continente); lo sviluppo della regolazione dovrebbe tener conto opportunamente di questa caratteristica strutturale e compensarla, con opportuni meccanismi, a livello nazionale, al fine di garantire le stesse condizioni di accesso alla fornitura di gas». Insomma, Ep avverte, senza chiarezza sul costo del gas nessuno realizzerà qui centrali, perchè andrebbero subito fuori mercato. Analogo il discorso sui volumi di metano necessari all'esercizio delle centrali. «Le infrastrutture gas dovrebbero garantire opportunamente la fornitura continua e sicura di gas alle centrali elettriche, in modo da evitare la sospensione della generazione elettrica per mancanza di materia prima; le infrastrutture gas dovrebbero essere dimensionate e alimentate in modo tale da garantire (o ridurre ragionevolmente al minimo) il rischio volume, e gli operatori termoelettrici dovrebbero essere garantiti di non incorrere in sanzioni o penali in caso di indisponibilità di gas dalla rete di approvvigionamento gas in Sardegna».

E infine il cavo che dovrebbe collegare Sardegna-Sicilia e Campania, il Tyrrhenian link da 3,7 miliardi. «Conviene realizzare una centrale a gas da 600 megawatt più che il cavo – dice Eph – e chiediamo di valutare anche la conversione degli impianti a carbone in biomasse». Su questo punto Eph si fa forte dello studio Rse.

«Proponiamo di considerare nello studio anche l’ipotesi di conversione in impianti a biomasse delle unità di generazione a carbone attualmente presenti sull’isola, in particolare dell’impianto di Fiume Santo. L’ipotesi di conversione a biomasse di una unità di Fiume Santo appare più plausibile alla luce delle risultanze dello studio Rse e da quanto potrebbe risultare dagli approfondimenti necessari richiamati sopra. Se in Sardegna, per procedere al phase out del carbone, servisse più capacità di generazione di quanto prospettato nelle valutazioni precedenti (semplificando, circa 400 megawatt in più rispetto ai 750 già indicati da Rse nella configurazione Isola con Tyrrhenian Link o ai 1350 senza Tyrrhenian Link) con in più esigenze di copertura anche parziale della domanda, una alternativa alle performance di un impianto a gas a ciclo combinato potrebbe anche essere una soluzione mista biomasse e a ciclo aperto. Tale soluzione, in relazione alle biomasse, consentirebbe di diversificare le fonti di approvvigionamento di energia in Sardegna, apportando un contributo essenziale alla sicurezza energetica dell’isola, per evitare che questa sia legata esclusivamente alla capacità del sistema di approvvigionare gas naturale liquefatto con continuità e regolarità. Inoltre, si avrebbero ulteriori vantaggi legati all’utilizzo delle infrastrutture esistenti (ad esempio il porto presso il sito di Fiume Santo), al mantenimento di livelli di occupazione significativi, alla realizzazione di un impianto programmabile alimentato da fonti rinnovabili e allo sviluppo di una filiera sarda della biomassa».