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Sardegna, prosegue a piccoli passi il dossier metanizzazione

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A giugno in arrivo lo studio Rse. Intanto è stata pubblicata l’analisi costi-benefici di Enura di fine 2019 sulla metanizzazione della Sardegna

Nonostante la crisi del coronavirus procede a piccoli passi il dossier sulla metanizzazione della Sardegna. Qualche giorno fa è stato il ministro dello Sviluppo economico Stefano Patuanelli in Senato, rispondendo a una interrogazione, ha parlato di fatto di una ‘tariffa condivisa’ come strumento per abbattere i costi della dorsale sarda.

Come notava il quotidiano La Nuova Sardegna “le parole di Patuanelli non sono state pronunciate a caso: leggeva un testo preparato e visionato da diversi uffici del ministero e approvato dal suo gabinetto, parola per parola; non palava a ruota libera ecco perché quelle parole hanno un peso”.

LE PAROLE DI PATUANELLI

Ma di cosa parlava esattamente il ministro? “Il ministro interveniva su chi dovesse pagare per i lavori per le reti a ‘bassa intensità’ abitativa in Alto Adige, e alla fine del suo intervento, quasi casualmente inseriva questo inciso. ‘Nel merito, però, è opportuno rilevare che la tematica sollevata si presenta anche in altre aree territoriali. In tali casi, l’eventuale riconoscimento dei maggiori costi da sostenere per la metanizzazione delle aree interessate determinerebbe un impatto redistributivo sugli utenti, da definire se porre anche a carico degli altri utenti già metanizzati, nell’ambito dei micro ambiti territoriali definiti dall’Arera per determinare le tariffe. Pertanto, si valuterà la possibilità di un’eventuale proposta normativa che possa tenere in considerazione i diversi aspetti coinvolti dal senatore interrogante in altra sede”, ha evidenziato il quotidiano.

L’ANALISI RSE A GIUGNO

La partita è però destinata ad entrare nel vivo il prossimo mese quando Arera ha già annunciato che renderà disponibili i risultati dell’analisi costi-benefici commissionata a Rse sullo sviluppo del sistema infrastrutturale energetico della Sardegna che fornisce un quadro di informazioni e analisi in logica costi-benefici utili al Regolatore e alla valutazione generale sulla situazione dell’isola, compresa la dorsale proposta dalla joint venture tra Snam e Sgi, Enura.

Proprio Arera ha reso disponibile nelle ultime ore l’analisi costi-benefici di Enura presentata a fine 2019 sulla metanizzazione della Sardegna. Si parte da due scenari: la realizzazione dell’interconnessione virtuale con il Continente e lo scenario “Gnl a mercato”.

LA SOLUZIONE VIRTUAL PIPELINE

Per quanto riguarda l’Interconnessione virtuale (Virtual Pipeline) si prevede i”l servizio di caricamento e trasporto di GNL tramite 2 bettoline la cui entrata in esercizio seguirà il build up della domanda. Il gas è quindi ricaricato sulle navi da un impianto italiano e trasportato fino ai rigassificatori in Sardegna. Si stima la necessità di almeno 3 impianti di rigassificazione”. Tale configurazione richiede “lo sviluppo di un quadro normativo che permetta di equiparare tali infrastrutture ad una interconnessione virtuale che segua i medesimi meccanismi delle infrastrutture gas convenzionali”. In questo modo i consumatori sardi (attuali e futuri) “accederebbero al mercato all’ingrosso italiano del gas naturale favorendo l’allineamento dei prezzi tra Sardegna e continente, nonché la competizione tra i diversi soggetti importatori/venditori”.

Nel complesso si prevedono investimenti per 590,9 milioni di euro sulla rete di trasporto, 63 milioni di euro di ulteriori allacciamenti, 579,4 milioni di euro sulla distribuzione, 180,9 milioni di euro sulla rigassificazione e 145,7 milioni di euro su altre opere. Il tutto per un Valore attuale netto compreso tra 2,278 e 2,292 miliardi di euro , con rapporto benefici/costi pari a 2,3 e payback in 9 anni.

LA SOLUZIONE GNL A MERCATO

Con la soluzione “Gnl a mercato” si prevede “l’alimentazione del mercato sardo mediante GNL prelevato presso un terminale Gnl europeo e trasportato in Sardegna a mezzo bettolina a mercato. Si stima la necessità di almeno 2 impianti di rigassificazione. In tale configurazione di supply la rete energetica Sardegna sarebbe una rete isolata e non vi sarebbe perequazione dei costi. Pertanto il prezzo all’utente finale, sia industriale che residenziale, risulterebbe molto maggiore rispetto al caso di supply mediante interconnessione virtuale. Questo sfavorirebbe lo switch dai combustibili tradizionali al gas naturale e di conseguenza nel caso in cui si verifichi tale situazione di supply si è considerata una domanda gas inferiore rispetto a quella configurazione precedente”.

In questo caso i costi di distribuzione scenderebbero a 354,8 milioni di euro quelli di rigassificazione a 120 milioni di euro e quelli di altre opere a 71,4 milioni di euro. Il Van sarebbe però limitato a 659/674 milioni di euro con rapporto benefici/costi a 1,5 e payback in 14 anni.

LE ULTERIORI OPERE INFRASTRUTTURALI ALLO STUDIO

L’analisi segnala che sono allo “studio ulteriori opere infrastrutturali della rete energetica finalizzata ad interconnettere la rete attualmente pianificata con i bacini al momento non attraversati dalla stessa e quindi non inclusi nella domanda gas utilizzata per l’analisi costi benefici. In particolare si considerano nuovi metanodotti che staccandosi dalla derivazione per Nuoro e dalla derivazione per Serramanna consentano le interconnessioni dei bacini 15, 16, 17, 22, 26 e 28 per un costo complessivo preliminare di circa 236 milioni di euro. Si è valutato che l’analisi costi benefici risulta positiva anche includendo tali ulteriori interventi. In particolare considerando una domanda complessiva pari a 739 Mmc/anno grazie alla metanizzazione anche di questi nuovi bacini, i risultati dell’analisi costi benefici con la configurazione Virtual Pipeline” sono Van di 2,269 mld di euro, con B/C= 2,1 e payback di 10 anni.