La Nuova Sardegna

CAGLIARI. È della Regione il contributo più corposo, sino a oggi non pubblico, e più interessante, tra quelli inviati ad Arera e relativi allo studio sugli scenari energetici svolto da Rse. Un contributo che difende le posizioni già note della Regione, (sì alla dorsale, spinta sul metano anche per usi civili oltre che industriali, nuove centrali a gas al posto di quelle a carbone, uso temperato delle rinnovabili) e che cerca, non sempre riuscendoci a rimanere nell’alveo “istituzionale” del confronto, senza critiche feroci agli autori dello studio, con i quali, e qui è la Regione ad ammetterlo per prima, vi sono state in questi mesi interlocuzioni riservate con Arera e Rse proprio sullo studio.

È questo il primo elemento di novità che emerge dal report della Regione. Gli incontri istituzionali, citati anche da Rse che ha ringraziato la Regione per la sua disponibilità nel fornire molti dei dati alla base delle considerazioni degli autori, in realtà sono andati anche oltre il confronto di facciata e hanno riguardato passo dopo passo l’intera architettura dello studio, conosciuta e condivisa dalla Regione sino al momento della sua stesura finale. Poi qualcosa è cambiato. Lo studio ha intrapreso una strada non condivisa dalla Regione, obbligando Viale Trento ad accompagnare a pagine di lodi per il lavoro svolto, altrettante di critiche, anche severe, per le scelte fatte che minano, non si sia quanto consapevolmente, lo studio alle sue radici.

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E così se nelle prime righe la Regione, tramite l’assessorato all’industria definisce lo studio una «ulteriore e preziosa occasione di analisi, che conferma il ruolo dirimente del gas», già a pagina 2 sia cambia registro. Lo scenario scelto da Rse (un sistema di depositi/rigassificatori costieri al servizio delle utenze energivore, termoelettriche e del trasporto marittimo, posizionate sulla costa ed un sistema di distribuzione su gomma per le utenze interne) è definito «opzione puramente teorica non sostenuta da condizioni di garanzia di fattibilità e certezza di fornitura». Bocciatura anche sul fronte della sicurezza degli approvvigionamenti e sullo sviluppo della filiera dei gas rinnovabili, non sviluppato dallo studio. La strada scelta dalla Regione per abbattere, perchè di questo si tratta, al di là delle frasi di circostanza, lo studio Rse è quella di farne emergere le contraddizioni interne, molte e profonde. Prima naturalmente si descrivono gli assets dello studio, riprodotti in dieci punti.

«In presenza di infrastrutture materiali adeguate e di un quadro regolatorio e tariffario favorevole (connessione fisica con il continente e dorsale interna di trasporto) i consumi attesi al 2030 ed al 2040 sono rispettivamente 1.400 e 1.660 Milioni di mc di gas naturale (attesi pressoché stabili al 2050). Delle 4 configurazioni a confronto (Depositi, Elettrico, Continente ed Isola) rispetto alla configurazione Base, le ultime due sono quelle che minimizzano i costi di sistema, con una leggera prevalenza per la configurazione Isola. Il collegamento in progetto Tyrrhenian Link (TL) ha, nei confronti del sistema elettrico dell’isola, una funzione prevalentemente di “sicurezza” del sistema e consente un maggior sfruttamento delle Fonti di Energia Rinnovabile (Fer) come previsto dal Pniec. Sia in presenza del TL che senza, sono necessari almeno 4 impianti termoelettrici alimentati a gas di potenza complessiva di 500 megawatt (con TL) oppure 1.100 megawatt (senza TL). Con la configurazione con soli Depositi Costieri non regolati, e dunque con Gnl approvvigionato a mercato, si verrebbero a determinare posizioni di rendite monopolistiche che difficilmente potrebbero modificare l’attuale situazione che vede il Gpl come competitor energetico. Come conseguenza del punto precedente occorre che, in alternativa alla configurazione fisica di connessione con tubo al continente, sia disponibile una connessione virtuale regolata che approvvigioni GNL all’Isola vincolato al PSV (Punto di Scambio Virtuale) per disporre di materia prima come nel resto del Paese. Se si enucleano i consumi di gas naturale associati ai grandi poli di consumo quali la filiera dell’alluminio del Sulcis, le aree industriali di Porto Torres e Oristano, le aree di produzione termoelettrica ed i maggiori centri residenziali di consumo (Cagliari e Sassari e Oristano), che possono essere asserviti a depositi costieri dedicati con opportune unità di rigassificazione, allora il trasporto interno all’isola per le utenze residenziali ed industriali potrebbe essere svolto con costi marginali inferiori utilizzando autobotti criogeniche e depositi locali con minirigassificatori per alimentare le reti di distribuzione locali. Lo studio non analizza, perché fuori scopo, eventuali ottimizzazioni nel trasporto interno quali ad esempio tratti di rete di trasporto gassoso dai rigassificatori a servizio delle maggiori aree di consumo, come pure non affronta il collegamento tra depositi costieri per garantire una eventuale necessaria maggiore affidabilità di approvvigionamento e bilanciamento. Lo studio non prende in considerazione la fattibilità tecnologica ed i relativi benefici di una eventuale conversione delle infrastrutture della metanizzazione per il trasporto di idrogeno prodotto per via elettrolitica da energia elettrica da Fer in eccesso rispetto ai consumi; riconosce tuttavia la possibilità che la Sardegna possa essere individuata come area di studio e sviluppo di tali tecnologie per verificarne l’efficacia e l’economicità della sostituzione del metano con idrogeno nelle reti di trasporto. Nel lungo periodo gli scenari di decarbonizzazione dell’economia sono consistenti con un uso sempre più spinto delle forme di energia elettrica da fonti rinnovabili e le infrastrutture della metanizzazione ipotizzate non ne ostacolano lo sviluppo ma ne sono sinergiche e propedeutiche».

Se in alcuni aspetti lo studio convince, in altri invece viene criticato, a cominciare dalla cornice nella quale gli scenari vanno inseriti: i futuri consumi della Sardegna. È evidente che una Sardegna che consumasse di più energia (a grandi linee un elemento positivo perchè legato alla crescita produttiva) avrebbe più vantaggi dall’uso massivo di gas; viceversa una Sardegna ulteriormente de-industrializzata potrebbe rifiutare l’apporto di metano nelle quantità e nelle forme ipotizzate dai diversi attori, Arera, Rse, Regione e privati. E qui arrivano i primi due distinguo per l’analisi Rse, che avrebbe sottostimato i consumi di gas a regime e avrebbe sovrastimato la capacità delle fonti alternative al gas di opporsi sui mercati. «Alcune delle assunzioni sulla contendibilità dei consumi a favore del gas naturale sono eccessivamente prudenti. L’ipotesi fatta nello studio che al 2040 solamente il 10% del consumo attuale a biomassa venga sostituito a gas naturale ed il restante 90% rimanga costate nel tempo appare, oltre che improbabile, decisamente da evitare, sia per la scarsa efficienza energetica dei sistemi che utilizzano la biomassa, sia per le emissioni di particolato che oggi caratterizzano le comunità rurali. Non può essere il ritorno alla legna dei boschi il futuro dei sardi ma l’idrogeno verde prodotto da fonti rinnovabili».

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Analogo metodo sarebbe applicabile ai trasporti. A seguire ulteriori distinguo. «lo scopo dello studio non è se realizzare la metanizzazione dell’isola, ma come realizzarla per consentire ai sardi, come indicato nei patti tra Stato e Regione e nei documenti programmatori conseguenti, di godere delle stesse condizioni in termini di sicurezza di fornitura e prezzo al consumo del resto del Paese. Come pure è utile ricordare che lo studio “deve” tener conto delle opere “realizzate e previste” e che sono il frutto di decisioni condivise tra lo Stato e la Regione». Critiche di metodo che vengono però compensate dal “riconoscimento” che Rse fa un passo avanti nell’individuazione della soluzione migliore per l’isola, esclusa quella semplice e ottimale del collegamento diretto tra Sardegna e penisola, che poteva realizzarsi col Galsi (il gasdotto Algeria-Sardegna-Toscana) ormai saltato. Ed è quella definita di collegamento “virtuale”.

Ecco cosa scrive la Regione. «Lo studio fa un passo avanti importante, anche in considerazione delle prime aperture contenute espressamente nel Pniec, e rilanciate in interlocuzioni riservate tra il Mise e l’Arera. È possibile individuare una configurazione alternativa a quella del collegamento “fisico” con il continente, che sia realizzabile in tempi più rapidi e che dia le stesse garanzie, di sicurezza di fornitura e prezzo, ai consumatori civili ed industriali della Sardegna? La soluzione era già stata individuata in sede di discussione del Pniec, che ne ha recepito l’indicazione, in un collegamento “virtuale” che sostituisca la sealine con un insieme di infrastrutture composte da un terminale nazionale nel quale caricare Gnl alle stesse condizioni di prezzo del gas naturale prelevato dal sistema nazionale, da un insieme di navi spola che trasportino il Gnl via mare in sostituzione del tubo fisico e da un certo numero di depositi costieri dotati di rigassificatori nei quali stoccare e consegnare il gas naturale alla rete di trasporto interno ed ai sistemi di distribuzione e consumo come nel caso del collegamento con il continente. Lo studio analizza i costi di sistema della nuova configurazione, chiamata “Isola”, nella ipotesi che il legislatore ed il regolatore avessero reso tale sistema “virtuale” del tutto equivalente, dal punto di visto regolatorio e tariffario, a quello “fisico”. La Virtual Pipeline è stata fortemente voluta dalla Regione  durante la discussione per l’approvazione del Pniec: non può dunque che trovare ancora favorevole la Regione a condizione che gli interventi di cui sopra vengano quanto prima concordemente definiti con il Governo e regolati di conseguenza». È l’unica parte dove lo studio viene tutto sommato accettato; la soluzione proposta, la virtual pipeline, viene giudicata per come viene poi realizzata, però insufficente a dare risposte adeguate al sistema imprenditoriale sardo.

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Ma c’è un altro punto delicato che lo studio affronta, parzialmente, e che non trova d’accordo la Regione. Si tratta del cavo triterminale Sardegna-Sicilia-Campania, il Tyrrhenian link che Terna intende realizzare entro il prossimo decennio. Un investimento miliardario strategico e importante non solo per la Sardegna ma per l’intero paese, ma di cui lo studio in maniera molto prudente lascia sullo sfondo, forse per la mancanza di elementi di valutazione specifici. Elementi che la Regione ritiene però di avere, e che espone in dettaglio, oltre a fare un ragionamento inverso sulla dorsale. «Pur avendo l’infrastruttura (il cavo di Terna, ndr) un impatto sul sistema energetico sardo, lo studio (Rse) è stato condotto senza evidenziare né la quota parte dei costi di realizzazione da imputare alla Sardegna né i conseguenti benefici di cui la l’isola potrebbe godere. Ciò è stato giustificato dalla difficoltà nell’assegnare arbitrariamente costi e benefici all’isola, ma soprattutto con l’osservazione che tale opera ha una giustificazione ed un utilizzo nazionale e dunque dovrebbe essere valutata solamente in questo ambito. La Regione  ritiene che tale opera meriti di essere analizzata approfonditamente e che vengano evidenziati sia i benefici per l’isola (se presenti) che gli impatti ambientali, certamente presenti. Appare opportuno altresì evidenziare come, parimenti al cavo di Terna, anche la dorsale di trasporto del gas naturale è un’opera di carattere nazionale funzionale all’obbiettivo del phase out dal carbone di respiro nazionale “sostenuta” da una tariffa su scala nazionale».

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Dopo aver precisato come il cavo o la sua assenza, avranno un impatto sulla produzione di energia elettrica, la Regione ricorda che il collegamento «ha, nei confronti del sistema elettrico dell’isola, una funzione prevalentemente di “sicurezza” del sistema e consente un maggiore sfruttamento delle Fonti di Energia Rinnovabile  come previsto dal Pniec e non entra a far parte dell’analisi costi benefici. Con o senza il cavo, il sistema elettrico sardo necessita di impianti rilevanti di produzione termoelettrica a gas per mantenere in sicurezza la rete elettrica». Insomma, ci vuole tanto gas per far andare le due centrali a nord e a sud, sempre che i due proprietari vogliano investire, a prescindere dall’incremento delle rinnovabili. La conseguenza è chiara.

«Il phase out dal carbone, previsto dal Pniec al 2025, in Sardegna (e dunque  in Italia, ndr) non si può realizzare. Prima dello spegnimento delle centrali a carbone di EP di Fiumesanto e di Enel nel Sulcis occorre infatti che siano disponibili centrali  per 1.100-1.350 megawatt alimentate a gas naturale fino a quando non sarà disponibile il cavo Terna, disponibilità che può scendere a 500-750 megawatt in presenza del TL. In effetti il sistema elettrico sardo richiede ulteriori approfondimenti (per esempio valutando la potenza  necessaria nell’isola in caso di indisponibilità per guasto del cavo) ed occorre che si avvii un’adeguata interlocuzione con Terna circa i suoi programmi per l’isola».

L’altro corno di debolezza dello studio riguarda i depositi costieri, che dovrebbero diventare il “serbatoio” da cui attingere per le utenze commerciali e civili distinte dai due poli urbani di Cagliari e Sassari alimentati dai  rigassificatori delle due aree industriali. Depositi che non convincono la Regione. «Con la configurazione con soli depositi costieri non regolati, e dunque con Gnl approvvigionato a mercato, si verrebbero a determinare posizioni di rendite monopolistiche già all’inizio della filiera, che difficilmente potrebbero modificare l’attuale situazione che vede il Gpl come competitor energetico. Senza meccanismi di regolazione dei depositi il costo della materia prima “sbarcata” in Sardegna sarebbe condizionato dai modelli di business degli operatori gestori dei depositi medesimi che, stanti le attuali regole di mercato, potrebbero fissare liberamente il prezzo del Gnl in ingresso all’isola e in teoria svolgere altresì in maniera integrata tutte le attività di trasporto e vendita all’utenza finale, fissando autonomamente i prezzi ed i margini di ricavo. Tale situazione sarebbe  esacerbata dalla relativa ristrettezza ed isolamento del mercato regionale e dalla scarsa propensione alla concorrenza atteso il ristretto numero di operatori (attualmente  uno solo). Una situazione nella quale pochi operatori gestori di un numero limitatissimo di deposti costieri possono svolgere in condizioni di libero mercato l’attività di trasporto si tradurrebbe in una situazione di monopolio/oligopolio e un’inevitabile tensione sul prezzo finale all'utenza in ragione. Tutti i depositi costieri che ricevono Gnl nelle aree portuali dell’isola, utilizzato per la produzione di energia termica per uso civile ed industriale, devono essere regolati al fine di garantire trasparenza e apertura a tutti gli operatori e rendere disponibile il gas naturale, anche in forma liquida, ad un prezzo in regime di concorrenza agganciato al punto di scambio virtuale (il punto informatico dove avviene lo scambio per la compravendita del gas, ndr)».

Per questo la Regione chiede che anche i depositi in realizzazione o in completamento nell’oristanese entrino nel regime regolatorio, e si chiede come ha fatto Rse a ipotizzare come miglior e più economica soluzione quella della distribuzione su gomma del gas nelle restanti parti dell’isola se non si conoscono i soggetti interessati, su quali investimenti appoggino, su quali progetti e su quali tempi. «Secondo lo studio RSE se si enucleano i consumi di gas naturale associati ai grandi poli di consumo quali la filiera dell’alluminio del Sulcis, le aree industriali di Porto Torres e Oristano, le aree di produzione termoelettrica ed i maggiori centri residenziali di consumo (Cagliari e Sassari e Oristano), che possono essere asserviti a depositi costieri dedicati con opportune unità di rigassificazione, allora il trasporto interno all’sola per le utenze residenziali ed industriali potrebbe essere svolto con costi marginali inferiori utilizzando autobotti criogeniche e depositi locali con minirigassificatori per alimentare le reti di distribuzione locali. Ipotizzare lo scorporo del fabbisogno delle utenze delle imprese energivore e del comparto termoelettrico di cui ai centri di Portovesme e Porto Torres non tiene adeguatamente conto del fatto che sono comunque in corso di avanzata implementazione due rigassificatori e due depositi GNL che gli operatori, sulla base delle valutazioni tecnico economiche, hanno ritenuto di posizionare in aree differenti dai siti menzionati».

E poi l’affondo. «La vostra opzione primaria non è da considerarsi una opzione disponibile e ha una probabilità di accadimento molto bassa». Qui la Regione si fa quasi beffa dello studio perchè gira a suo vantaggio ciò che gli stessi esperti di Rse scrivono. «Nello stesso studio a pagina 148 del resto si afferma che: “Va ribadito che, in questa fase, non sono state approfondite ulteriori ipotesi di affinamento quali: l’ottimizzazione della collocazione, del numero e della taglia dei rigassificatori/depositi, inclusa l’eventualità di rigassificatori flottanti; la possibilità di servire zone industriali o centri di consumo significativi con porzioni ridotte di infrastrutture gas direttamente alimentate dai rigassificatori; la possibilità di interconnettere tra di loro reti di distribuzione confinanti”. Ciò conferma – scrive la  Regione che l’opzione  Isola (quella preferita da Rse, ndr) non è basata su elementi tecnici studiati nel dettaglio e allo stato percorribili, ma risulta essere un’ipotesi teorica ancora da approfondire. Pertanto si ritiene che non si possa valutare come disponibile tale opzione  per la quale non esistono progetti, non sono note le fonti di finanziamento e per la quale non sono studiati ed individuati gli elementi tecnici principali.

Se fosse stata realmente un’opzione disponibile la configurazione 2b sarebbe già una realtà; il perseguimento di una soluzione interconnessa di “sistema” che prevede la dorsale è dovuta proprio al fatto che le singole iniziative che nel tempo si sono sviluppate non rispondevano da sole alle esigenze d’insieme della Sardegna.  Di contro, lo studio valuta meno conveniente l’opzione dorsale per la quale invece sono noti tutti gli elementi tecnici e per la quale i progetti sono ad un passo dal disporre delle autorizzazioni e pertanto dall’apertura dei cantieri. A fronte di un’opzione per molti versi incerta  è invece da valutarsi come preferibile e disponile l’opzione che deriva da anni di pianificazione e concertazione».

Infine le pagine dedicate ai gas rinnovabili, che lo studio non considera trattabili, pur riconoscendo, come ammette la Regione, che l’isola possa essere individuata come area di studio e sviluppo di tali tecnologie per verificarne l’efficacia e l’economicità della sostituzione del metnao con idrogeno nelle reti di trasporto. e chiaroche con l’opzione preferita da Rse verrebbe meno la possibilità di sviluppo di gas rinnovabili in assenza di una rete interconnessa.