Corapi:“Il phase-out dal carbone?
Sappiamo come fare”
Chiudere entro il 2025 i circa 8 GW a carbone attivi in Italia e mantenere allo stesso tempo margini di adeguatezza sufficienti al sistema elettrico nazionale rappresenta una sfida impegnativa.
La questione diventa ancora più complessa nel caso della Sardegna, dove gran parte dell’energia che alimenta l’isola è generata da due centrali a carbone, che operano entrambe in regime di essenzialità, e dall’impianto di gassificazione dei residui di produzione della raffineria Saras.
Gli scenari proposti per garantire all’isola un approvvigionamento energetico adeguato e sicuro in alternativa al carbone sono il collegamento elettrico tri-terminale Continente-Sicilia-Sardegna (il cosiddetto Tyrrhenian link) e la metanizzazione dell’isola mediante depositi costieri di gas naturale liquefatto trasportato via nave.
È dunque un disegno complesso quello che va delineandosi nella cornice che ospiterà il quadro del sistema energetico sardo (e più in generale italiano) al 2025 e al 2030. Meglio ancora, un ampio mosaico composto da tessere che andranno posizionate con tempismo e sincronia.
O un puzzle, come lo definisce Fabrizio Corapi, Direttore Corporate Development & Regulatory di EP Produzione, i cui pezzi sul tavolo a oggi sono il phase-out dal carbone a fine 2025 e gli obiettivi PNIEC al 2030. Aggiungendo, per lo specifico di Fiume Santo – la centrale termoelettrica di EP Produzione sul golfo dell’Asinara, in provincia di Sassari – l’allineamento dell’impianto alle BAT e il termine del must-run al 31 dicembre 2024. Termini e date entro cui si rischia di perdere l’orientamento.
Scegliamo il criterio cronologico partendo dal 2021 e dalle BAT.
Le Best Available Techniques – BAT appunto – riassumono a livello comunitario le migliori tecniche disponibili e raffigurano le prestazioni ambientali ottenibili con la loro applicazione, definendo un range di livelli di emissione autorizzabili per ciascuno dei settori presi in esame. Da un’analisi effettuata su tutte le centrali a gas di EP Produzione emerge già una piena conformità rispetto alle nuove BAT. Per quanto riguarda Fiume Santo sono già stati identificati i necessari interventi di adeguamento, che comportano investimenti importanti; circa 17 milioni di euro. Interventi che sarebbero dovuti partire a novembre ma che, vista l’accelerazione dei contagi da Covid-19 e i provvedimenti presi dal Governo, nonché il ruolo di essenzialità dell’impianto, abbiamo ritenuto più prudente rimandare al 2021, in accordo con Terna.
La centrale sarda è costituita da due gruppi a carbone per una capacità di circa 600 MW netti e rappresenta una delle più importanti realtà produttive della Sardegna nord-occidentale. Oggi l’impianto ha un contratto di essenzialità pluriennale fino al 2024 (in Sardegna anche Sulcis e altri impianti di Enel hanno contratti di essenzialità, Sarlux ha un CIP6 fino all’anno prossimo, ndr) rappresentativo delle criticità legate alla gestione della rete sarda.
E poi c’è il PNIEC, con diversi step di avvicinamento al 2030.
Gli obiettivi del PNIEC sono noti: uno sviluppo delle rinnovabili al 2030 che impone di moltiplicare per due volte e mezzo il fotovoltaico e raddoppiare l’eolico. Il che non solo comporta una difficoltà nella realizzazione degli impianti – e lo vediamo dai risultati delle aste FER1 – ma anche problemi di gestione dell’adeguatezza e della sicurezza della rete elettrica, conseguenza di una crescita così importante delle FER.
Con una grande quantità di rinnovabili non programmabili, e in momenti in cui la domanda non è altissima, la disponibilità di risorse flessibili diventa critica; e lo diventerà sempre di più. Terna avrà il compito di gestire risorse associate a quelle non programmabili per la copertura della domanda, oltre che per problemi di inerzia di sistema, di frequenza e di tensione della rete.
La sfida più importante per il sistema sembra però essere il graduale abbandono del carbone…
Sì, è vero. Nel PNIEC sono indicate anche le condizioni per poter procedere al phase-out dal carbone in Sardegna, preservando allo stesso tempo la sicurezza del sistema elettrico nazionale e regionale. Prima fra tutte, la costruzione del Tyrrhenian link che collegherà Campania, Sicilia e Sardegna. Un progetto da 3,7 miliardi di euro che dovrebbe consentire al gestore della rete di trasmissione nazionale di risolvere vari problemi, fra cui la maggiore integrazione degli impianti rinnovabili nel Sud Italia e la riduzione dell’overgeneration delle FER. Non solo: è previsto che il sistema elettrico sardo venga integrato con almeno 250 MVA di compensatori sincroni, che ne migliorerebbero la capacità di far fronte a problemi di regolazione di tensione e stabilità di frequenza.
Terna indica, inoltre, che la dismissione degli impianti a carbone debba essere accompagnata dallo sviluppo di nuova capacità di generazione programmabile o da sistemi di accumulo, per complessivi 400 MW.
Per poter realizzare questo disegno complesso è necessario che i tanti pezzi del puzzle siano combinati alla perfezione, sia per quanto riguarda le tempistiche, sia per l’effettiva realizzazione.
Se anche solo uno di questi tasselli venisse meno, non si riuscirebbe a portare a compimento il phase-out del carbone, o perlomeno non nei tempi previsti dal PNIEC.
L’Autorità, in riferimento agli scenari relativi alle infrastrutture energetiche in Sardegna, ha commissionato a RSE uno studio che – in una logica di efficienza e di utilità del sistema – delinea opzioni in grado di sostenere lo sviluppo energetico dell’isola, favorendo nel contempo assetti coerenti con le politiche di decarbonizzazione. Che cosa ne pensa un operatore come EP?
Lo studio RSE ha contribuito a chiarire alcuni aspetti, non tutti.
Con l’analisi costi-benefici ha fatto chiarezza sulla parte dell’approvvigionamento gas. Lo studio conclude, infatti, che la dorsale non troverebbe una giustificazione economica, mentre risulterebbe più efficace far arrivare il GNL dove serve per poi trasportarlo mediante camion per la distribuzione interna: una Virtual pipeline con terminali di deposito e rigassificazione di piccola taglia riforniti da bettoline, che fanno avanti e indietro da OLT (il rigassificatore offshore di Livorno, ndr) e Panigaglia. Il MISE, d’altro lato, con il decreto Semplificazioni e con una lettera di indirizzo inviata a metà ottobre, di cui ha riferito in una intervista il Sottosegretario di Stato Alessandra Todde, ha fornito ulteriori indicazioni: ha precisato innanzitutto il posizionamento dei due terminali GNL di riferimento per la Virtual pipeline a “Portovesme e a Porto Torres, dove sono concentrate le aree industriali più critiche e perché sono presenti le due centrali a carbone di Fiumesanto e Sulcis da riconvertire” e ha inoltre richiesto l’aggiornamento dello scenario con ipotesi più circostanziate. Anche perché l’analisi di RSE si basa su ipotesi che si sono evolute nel tempo e ha fornito più che altro un contributo di indirizzo per la politica industriale. Restano altri punti da mettere in chiaro.[…]
© nuova-energia | RIPRODUZIONE RISERVATA _._._._._._._._. TORNA AL SOMMARIO