Arera mette a disposizione i risultati di un anno di analisi e ricerche comparative sullo sviluppo delle infrastrutture gas ed elettricità in Sardegna
Le scelte che verranno effettuate per il futuro energetico e ambientale della Sardegna e per le sue infrastrutture, possono ora basarsi su dati tecnici e scientifici, che permetteranno di confrontare differenti opzioni possibili. Da oggi è infatti disponibile,sul sito www.arera.it, lo studio che ARERA ha commissionato a RSE Ricerca Sistema Energetico Spa, per una valutazione indipendente sulle possibili configurazioni infrastrutturali per lo sviluppo energetico della Sardegna. (QUI LO STUDIO COMPLETO)
LA SARDEGNA
L’isola è l’unica regione italiana finora esclusa dalla metanizzazione e priva di un sistema di trasporto del gas naturale, mentre esistono reti di distribuzione per altri combustibili gassosi. Motivi per i quali sono in fase di valutazione anche ipotesi di collegamento con il continente. Nello studio – che RSE ha condotto attraverso interlocuzioni con la Regione Sardegna, con l’Università di Cagliari e con i principali operatori – sono illustrate diverse configurazioni infrastrutturali a parità di sicurezza dell’approvvigionamento e di raggiungimento degli obiettivi europei ed italiani in materia di energia e clima, in particolare in relazione allo sviluppo delle fonti rinnovabili previsto dal PNIEC. Soprattutto grazie alla interazione con i soggetti territoriali, sono state valutate diverse opzioni di sviluppo dei poli industriali dell’isola con la conseguente evoluzione della domanda energetica complessiva,nell’arco temporale tra il 2020 ed il 2040.
Delle varie opzioni è infine stato confrontato l’andamento dei diversi costi attesi sia in termini industriali che di esternalità ambientali. ARERA rende disponibile lo studio con la modalità della consultazione ai fini della valutazione e della discussione pubblica. Le considerazioni che verranno presentate entro il 21 Settembre 2020, saranno tenute in conto dall’Autorità per la valutazione dei Piani decennali di sviluppo di trasmissione elettrica e di trasporto gas (valutazione prevista per la fine del 2020).
LE IPOTESI
Per ognuna delle configurazioni analizzate, si è determinato il costo di sistema cumulato in 20 anni, includendo anche la valorizzazione economica delle esternalità ambientali. I costi delle diverse configurazioni sono stati confrontati con quelli della configurazione BASE per la quale si prevede comunque una metanizzazione minima della Sardegna, possibile grazie alle infrastrutture già completate o in completamento nella regione.
Le configurazioni ISOLA e CONTINENTE si distinguono positivamente rispetto alle altre. La prima è un’ipotesi di interconnessione “virtuale” da realizzare tramite un servizio di bettoline continente-isola e depositi costieri con rigassificatori. Ciò anche al fine di fornire elementi utili nell’ottica di possibili evoluzioni dell’attuale contesto normativo e regolatorio. La seconda configurazione di massimo sviluppo infrastrutturale gas, con “dorsale” alimentata a regime dal gasdotto “Sealine”.
LA CONFIGURAZIONE ISOLA
Fra queste, la configurazione ISOLA è risultata quella che porterebbe ai maggiori risparmi, rispetto alla BASE, in quanto i maggiori costi legati a investimenti infrastrutturali sarebbero più che compensati da minori costi di acquisto dei vettori energetici e dai costi delle esternalità ambientali. In generale, si osserva che l’introduzione del metano nel sistema energetico sardo porterebbe a vantaggi sia a livello di sistema, sia a livello di utenti finali. Infatti, il metano sostituirebbe progressivamente nel tempo combustibili ambientalmente meno sostenibili e più costosi quali olio combustibile, gasolio e GPL.
I RISPARMI
I risparmi conseguibili nella configurazione ISOLA, rispetto alla configurazione BASE, sono stati quantificati in termini di: minori costi per il sistema (risparmi stimati in circa 1 miliardo nel periodo 2020-2040); minori esternalità ambientali (stimate in circa ulteriori 2 miliardi di risparmi sempre nel periodo 2020-2040) legate alla sostituzione di combustibili quali gasolio e olio combustibile con elevati valori emissivi di NOx e SO2.
La configurazione ISOLA, con un approvvigionamento tramite virtual pipeline, risulterebbe inoltre maggiormente flessibile nel caso di una penetrazione reale del metano in Sardegna inferiore rispetto agli scenari di sviluppo prospettati. D’altro canto, una soluzione fisica garantirebbe una sicurezza più elevata degli approvvigionamenti di gas, ma comporterebbe investimenti la cui sostenibilità andrebbe verificata, nella prospettiva di decarbonizzazione di lungo termine, tenendo anche conto della reale possibilità di riutilizzo per il trasporto di idrogeno verde destinato agli usi non elettrificabili.
Questi fattori, dato anche il perimetro dello studio, risultano difficilmente quantificabili. Va infine rilevato che, dal confronto fra la configurazione con maggior penetrazione del vettore elettrico (ELETTRICO) e quelle con maggiore ricorso al gas naturale (ISOLA e CONTINENTE), quest’ultime risultano maggiormente convenienti, nel medio termine. Tale risultanza è legata a fattori peculiari del contesto isolano, nonché alle ipotesi adottate: i costi chiavi in mano delle tecnologie sono stati assunti leggermente più elevati della media nazionale, il load factor delle pompe di calore è risultato di molto inferiore alla media nazionale e, infine, i costi relativi alle scelte pianificatorie già operate in materia di distribuzione del gas sono stati considerati come già parzialmente sostenuti. D’altronde, come si vedrà più nel dettaglio nel paragrafo successivo, il vettore elettrico può risultare già più conveniente in talune condizioni (a partire dai bacini dove non sono stati avviati i lavori per la realizzazione di reti di distribuzione gas) e, in ogni caso, risulta maggiormente funzionale alla prospettiva di decarbonizzazione di lungo termine.
FOCUS SULLA CONFIGURAZIONE “ISOLA”
Si è poi focalizzata l’attenzione sulla configurazione ISOLA, elaborando una serie di varianti. Una prima analisi di sensitività si è incentrata sulla convenienza del trasporto con dorsale rispetto al trasporto con cisterne criogeniche. Da tale analisi emerge che i costi di sistema complessivi, con trasporto su strada, risulterebbero inferiori di circa 400 milioni di euro cumulati su 20 anni, rispetto all’opzione con dorsale. A riguardo, si è ipotizzato un volume medio trasportato di circa 440 Mm3/anno, basandosi sull’ipotesi di sottrarre dai volumi complessivi di scenario, i fabbisogni di Eurallumina, termoelettrico e trasporti marittimi (ritenuti servibili da depositi locali). È stata, in ogni caso, effettuata una sensitivity sui volumi di metano da trasportare.
Da tale analisi, si evince che, per volumi annui superiori a una data soglia (circa 1500 Mm3), risulterebbe, invece, più conveniente trasportare il gas naturale tramite dorsale.
Il confronto è stato fatto includendo (seppur con parametri di letteratura, e non sito-specifici) anche i costi esterni delle due tipologie di trasporto. Volumi dell’ordine di 1,5 miliardi di m3/anno non sembrano, peraltro, raggiungibili se non al verificarsi di circostanze “estreme”, ovvero ipotizzando che: siano asserviti alla dorsale sia Eurallumina (aspetto non scontato) sia la generazione termoelettrica necessaria al mantenimento in sicurezza del sistema elettrico isolano in presenza di elevato sviluppo delle rinnovabili; si arrivi molto rapidamente ai livelli di consumo stimati nello scenario per gli ultimi anni del periodo dell’analisi e che tali livelli di consumo si mantengano negli anni (ipotesi di difficile realizzazione specie nel lungo periodo, in una prospettiva di crescente decarbonizzazione). Sono state infine condotte ulteriori analisi di sensitività per valutare la variazione del risparmio conseguibile in funzione di diversi livelli di metanizzazione: per il settore residenziale, industriale e dei trasporti. In particolare, dal punto di vista delle reti di distribuzione del gas, l’analisi di sensitivity ha mostrato come la soluzione ottima (virtual pipeline + trasporto con cisterne criogeniche), seppur individuata a partire dall’ipotesi di sviluppo “estremo”, rimanga quella preferibile anche qualora dovesse verificarsi l’ipotesi di sviluppo “moderato” (cioè limitata alle sole reti con lavori già avviati). Inoltre, lo sviluppo “moderato” si è dimostrato come preferibile considerando sia i costi di sistema (con ipotesi di costi unitari crescenti all’aumentare dell’espansione delle reti) sia le esternalità ambientali. Le stesse considerazioni valgono nel caso di opzioni alternative (rispetto all’opzione 2) in termini di ripresa della filiera dell’alluminio. Da un’ulteriore analisi di sensitività sulla penetrazione del vettore elettrico, emerge infine che l’elettrificazione degli usi finali nel residenziale, terziario e industriale di piccola taglia potrebbe risultare conveniente per tutti i bacini dove non sono stati avviati i lavori per la realizzazione di reti di distribuzione gas, in presenza di politiche fiscali e industriali volte a sostenere gli investimenti sul lato privato per l’acquisto e l’installazione di nuove tecnologie elettriche (in particolare pompe di calore, veicoli elettrici, etc.).
PROSPETTIVE DI LUNGO TERMINE
Considerando una prospettiva temporale più ampia rispetto a quello dello studio, l’elettrificazione resta comunque la strada più coerente con le politiche di decarbonizzazione sull’orizzonte di lungo termine dal 2050, insieme allo sviluppo dell’idrogeno “verde” per l’alimentazione degli usi non elettrificabili e per la gestione dell’overgeneration da fonti rinnovabili. In merito a tali ultimi aspetti, va rilevato che il grado di riutilizzo delle infrastrutture di trasporto gas sull’isola, eventualmente realizzate per rispondere alle esigenze di medio termine, resta comunque oggetto di difficile valutazione; recenti report internazionali (IRENA) esprimono posizioni prudenti sulla effettiva possibilità di riutilizzo di reti gas per il trasporto di idrogeno. Peraltro, le particolari condizioni insulari, con maggiori difficoltà rispetto al continente nel fronteggiare il crescente fenomeno dell’overgeneration da fonti rinnovabili, potrebbero anticipare condizioni favorevoli di sostenibilità economica della produzione di idrogeno verde per gestire tale fenomeno.
POSSIBILI SVILUPPI DELLO STUDIO
Concludendo, si può osservare come lo studio della configurazione ritenuta più favorevole e le sensitivity sopra descritte consentano già di trarre prime indicazioni utili per ponderare scelte di ottimizzazione economica sugli investimenti di metanizzazione in Sardegna. 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. Queste opzioni potrebbero essere oggetto di una successiva fase di studio, da sviluppare sulla base delle evidenze finora maturate, che comprendono la conoscenza di dettaglio della collocazione dei prelievi energetici significativi.