Dopo anni, forse decenni, in cui si discute sul possibile sviluppo energetico della Sardegna, l’unica regione d’Italia esclusa dalla metanizzazione, forse si potrà iniziare a farlo con i dati alla mano. Il recente studio pubblicato da RSE ha infatti messo insieme tutti i pezzi di un puzzle altrimenti difficile da decifrare, arrivando a prospettare un futuro energetico ideale per la seconda isola più grande d’Italia. Uno studio elaborato in virtù della delibera ARERA 335/2019/R/GAS del 30 luglio 2019 che ha come obiettivo quello di analizzare e confrontare le diverse opzioni infrastrutturali ipotizzabili in relazione ai fabbisogni energetici della Regione, garantendo nel contempo un adeguato contributo agli obiettivi di decarbonizzazione, penetrazione delle fonti di energia rinnovabile ed incremento dell’efficienza energetica fissati dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima.

Perché la Sardegna?

La Sardegna presenta caratteristiche geografiche, economiche, demografiche e sociali che la differenziano dalle altre regioni Italiane, e che hanno negli anni caratterizzato, limitandolo, lo sviluppo infrastrutturale. In particolare, la condizione d’insularità della regione, oltre alla distribuzione demografica e caratteristiche orografiche del territorio, hanno fortemente limitato lo sviluppo di infrastrutture viarie (strade, ferrovie) e tecnologiche (reti elettriche, reti per il trasporto e distribuzione del gas, sistemi di telecomunicazione) rendendo sempre più necessaria un’attenta rivalutazione delle esigenze infrastrutturali per lo sviluppo del territorio. Allo stato attuale la Sardegna è l’unica regione italiana esclusa dalla metanizzazione, che contraddistingue al contrario il resto del Paese. L’isola è, infatti, priva di un sistema di trasporto del gas metano, mentre esistono reti di distribuzione cittadine, in alcuni comuni ancora in fase di realizzazione, che utilizzano propano o altre miscele diverse dal metano, ma che furono concepite in prospettiva della futura metanizzazione dell’isola.

La rete elettrica

Il sistema elettrico sardo è caratterizzato da una rete di trasmissione poco magliata, una rete di distribuzione molto estesa contraddistinta da lunghe linee aeree di media tensione e da uno sviluppo crescente di nuovi impianti a fonti rinnovabili, in particolar modo di tipo eolico (1055 MW al 2019) e fotovoltaico (873 MW al 2019). La rete a 380 kV connette la parte settentrionale e quella meridionale dell'isola, mettendo in comunicazione le due aree sulle quali insistono gli impianti termoelettrici di taglia maggiore (Fiume Santo e Sulcis).

La Sardegna è inoltre collegata elettricamente con il continente mediante due elettrodotti in corrente continua: SA.PE.I. (Sardegna-Penisola Italiana) da 1000 MW e SA.CO.I.2 (Sardegna-Corsica-Italia) da 300 MW, che nel 2024 verrà sostituito dal nuovo SA.CO.I.3 da 400 MW. Il gestore della rete di trasmissione nazionale TERNA ha inoltre proposto un nuovo progetto di interconnessione costituito da un doppio collegamento HVDC Continente-Sicilia-Sardegna da 1000 MW, denominato “Tyrrhenian Link”, corrispondente ad un investimento previsto di 3.700 M€.

Di rilevante importanza la situazione del parco termoelettrico sardo, attualmente basato in larga misura su impianti di generazione a carbone (Fiume Santo: 2 x 320 MW e Sulcis: 340 MW + 240 MW), dei quali, in accordo con il PNIEC, è prevista la chiusura entro il 2025. Oltre a tali impianti a carbone, vi è l’impianto in tecnologia IGCC (575 MW) alimentato dai residui della raffineria Sarlux di Sarroch ed in convenzione CIP6 fino al 2021 (con limitate caratteristiche di flessibilità ai fini della riserva e del bilanciamento). La Sardegna dispone inoltre di 466 MW di impianti idroelettrici, tra i quali, di particolare rilievo per le caratteristiche di flessibilità che garantisce al sistema, l’impianto di pompaggio di Taloro da 240 MW.

La rete gas

Sul fronte della metanizzazione, la Giunta Regionale sarda, con una serie di provvedimenti presi a partire dal 2004, ha adottato un Piano che ha portato alla suddivisione del territorio in 38 bacini di utenza ma che tuttora fatica a garantire un’uniformità del servizio pubblico di fornitura. Solo101 comuni su 377 risultano infatti serviti, per un totale di 2.100 km di rete in esercizio. Inoltre, ad oggi le reti sono alimentate da GPL o aria propanata. L’unico piano di metanizzazione in fase di sviluppo fa capo ad Italgas.

Non mancano i progetti per il trasporto di gas naturale, con SNAM che sta valutando tre soluzioni da integrare: un collegamento virtuale (“Virtual Pipeline”) con il continente che prevede il caricamento di GNL dal terminale di Panigaglia; un collegamento fisico (“Sealine”) con la penisola tramite gasdotto connesso alla rete di trasporto nazionale (286 km per circa 800 M€ di CAPEX); una rete di trasporto (“dorsale”) del gas sul territorio sardo (“Rete Energetica Sarda”) alimentata dai collegamenti virtuale e fisico (progetto sviluppato congiuntamente da SNAM e SGI – 585 km per circa 600 M€ di CAPEX).

Riguardo ai depositi/rigassificatori costieri di GNL, vi sono cinque progetti sul tavolo, di cui uno in costruzione (Higas a Oristano, senza rigassificatore), uno autorizzato (Edison a Oristano, con rigassificatore), due con procedura autorizzativa in corso (IVI petrolifera a Oristano, Isgas Energit a Cagliari, entrambi con rigassificatore) e uno per cui è stata espressa una semplice manifestazione di interesse (Consorzio Industriale Provincia Sassari a Porto Torres).

Quale futuro?

Prima di arrivare a delineare le possibili ipotesi di sviluppo al 2040, lo studio di RSE definisce uno scenario di evoluzione della domanda energetica dal 2020 al 2040 a cui si aggiunge una dettagliata disamina delle infrastrutture energetiche esistenti e in progetto. In conclusione, vengono individuate un set di configurazioni significative - con diversi livelli di metanizzazione ed elettrificazione dei consumi finali – da analizzare in ottica costi-benefici. In particolare, l’analisi mette a confronto diverse configurazioni:

  • La prima, denominata "base" presuppone un minimo sviluppo dell'infrastruttura gas, che include solo le opere oggi già realizzate o previste.
  • La seconda, detta "depositi", vede un maggior numero di stoccaggi realizzati ma senza dorsale interna.
  • Una terza, "continente", prevede invece sia la realizzazione di una dorsale di trasporto sia un’ interconnessione fisica col Continente.
  • La quarta, "elettrico", individua uno sviluppo minimo dell'infrastruttura gas e massima elettrificazione, in particolare nel civile e nel terziario.
  • Infine la soluzione chiamata "isola", è analoga a quella "continente" ma con l'interconnessione con la Penisola sostituita da un link virtuale, di fatto servito da bettoline dai terminali di Olt e Panigaglia.

Dati alla mano, RSE sembra concludere che quest’ultima soluzione sarebbe auspicabile, affermando che una metanizzazione da realizzare con depositi costieri, trasporto interno su gomma e un sistema di interconnessione virtuale per equiparare il prezzo con il Continente sarebbe la soluzione preferibile per coprire il fabbisogno energetico della Sardegna da qui al 2040. Gli autori dello studio ribadiscono tuttavia che per arrivare ad una conclusione più solida sarebbe necessario approfondire ulteriori ipotesi di affinamento quali, ad esempio: la possibilità di servire zone industriali o centri di consumo significativi con porzioni ridotte di infrastrutture gas direttamente alimentate dai rigassificatori ovvero la possibilità di ottimizzare la collocazione, il numero e la taglia dei rigassificatori. Infine, in ottica di lungo termine, un ulteriore approfondimento potrebbe riguardare le prospettive, anche in termini di ricerca applicata, sullo sviluppo e l’utilizzo di idrogeno “verde”.

Lo studio completo è disponibile online al sito: https://www.arera.it/allegati/operatori/pds/200731_RSE_Studio_Infrastrutture_Sardegna_FINALE.pdf