La storia di Benetutti affonda le sue radici all’inizio del secolo scorso, racconta Sini, quando un mugnaio iniziò a produrre energia elettrica per illuminare il tratto di strada dove si trovava il suo mulino e gli amministratori comunali di allora, esterrefatti dalla scoperta, decisero di acquisirne il brevetto. Sini non nasconde la sua soddisfazione, oggi, a pensare a quanta strada abbiano fatto da allora.
A Benetutti, 104 impianti fotovoltaici e primo comune in Italia per potenza installata pro capite, è l’amministrazione comunale e non Enel ad essere proprietaria della rete elettrica e a produrre energia.
Oggi l’Azienda Elettrica Comunale conta 1.100 utenti. Produce energia elettrica essenzialmente da fotovoltaico, ma per via delle leggi esistenti non può accumularla e venderla. Con la fine del “mercato tutelato”, che il governo ha posticipato al 2022 e la direttiva europea sulle comunità energetiche, approvata nel 2018, Benetutti sarà in grado di accumulare l’energia che produce, deciderne il prezzo, commercializzarla e venderla persino ad altre città. «Da aprile a settembre siamo già autosufficienti ma nei restanti mesi siamo obbligati a comprare energia da Enel, con la fine del mercato tutelato potremo distribuire l’energia che produciamo», spiega Sini.
«Presto saremo in grado non solo di essere completamente autosufficienti dal punto di vista energetico ma anche di vendere l’energia che produciamo»Rosolino Sini
In un’area fatta di piccoli e piccolissimi comuni, scossa da una crisi economica e demografica senza precedenti negli ultimi anni, dove lo spopolamento è un calcolo impietoso che il sindaco Vincenzo Cosseddu deve fare ogni anno, produrre e vendere energia può aprire le porte a un nuovo futuro. «Vogliamo avere tariffe convenienti per i cittadini e attrarre aziende che hanno bisogno di energia, portare qui giovani e lavoro», dice Cosseddu. Non solo: «A Benetutti la smart grid porterà risparmi nella bolletta energetica fino al 30%».
A Rosolino Sini, che all’Azienda Elettrica di Benetutti ha iniziato a lavorare come semplice impiegato 35 anni fa, piace parlare di “democrazia energetica”: «Vuol dire affrancarsi da risorse che non ci appartengono, come gas o petrolio, e produrre energia mettendo a frutto quello che abbiamo in abbondanza, come sole e vento per esempio».
L’emergenza climatica ha imposto un cambio di paradigma a livello globale.
Gli obiettivi di politica europei e nazionali prevedono una completa decarbonizzazione del sistema energetico entro il 2050. Entro il 2025 la Sardegna dovrà spegnere le cinque centrali a carbone che attualmente ne alimentano la rete termoelettrica. È così che Benetutti, da piccolissimo esempio di buone pratiche locali, è diventato il simbolo di una rivoluzione energetica possibile. E la Sardegna, teatro di una battaglia tra modelli energetici che si consuma su scala globale.
Unica regione italiana a non avere una rete del gas, in Sardegna si è scatenato uno scontro tra chi, come molti scienziati, accademici e associazioni ambientaliste, pensa che la regione possa fare da apripista a un modello energetico sostanzialmente basato sull’utilizzo di fonti rinnovabili e elettrificazioni dei consumi (auto elettriche, pompe di calore per il riscaldamento, ecc.). E chi, in prima linea le compagnie petrolifere, ha visto negli imminenti obiettivi di decarbonizzazione una lauta opportunità di sviluppo per il settore del gas.
In un primo momento, il gas è stato presentato dalle grandi società petrolifere come una soluzione “semplice” alla necessità di utilizzare fonti di energia a minor impatto sul clima. «In Italia, come del resto in molti altri Paesi, è stato possibile decidere il phase-out dal carbone anche perchè la lobby del gas è molto forte e fin dall’inizio il gas è stato fatto passare come una soluzione alla decarbonizzazione», spiega Matteo Leonardi, esperto di politica energetica per la società di consulenza RefE.
Dopo il fallimento del progetto Galsi, il gasdotto che dalle coste dell’Algeria doveva portare gas in Italia passando per la Sardegna, naufragato tra scandali e inchieste per corruzione che hanno travolto i vertici delle principali società coinvolte, a maggio 2019 un nuovo progetto di metanodotto per portare gas in Sardegna è stato presentato da Enura, joint venture di Snam, la principale società di trasporto del gas in Italia, e Società Gasdotti Italia.
Il progetto, fortemente voluto dalla Regione Sardegna, prevede la costruzione di 400 chilometri di metanodotto da Nord a Sud dell’isola che, uniti a una più complessa rete infrastrutturale fatta di rigassificatori, depositi costieri e reti cittadine per il trasporto del gas, avrà il potenziale di portare sull’isola fino a 1,8 miliardi di metri cubi di gas.
I lavori sono partiti lo scorso novembre, con il primo appalto da 5,5 milioni di euro per la progettazione di condutture del tratto Sud del metanodotto assegnato da Snam alla società Technip senza gara di appalto. Molti però sono i nodi ancora da sciogliere.
Il primo è la questione del prezzo. Trattandosi di infrastruttura le reti di trasporto energetiche finiscono in tariffa: «Significa che a pagare l’investimento alla fine sono i consumatori sulla base di tariffe decise da Arera e inserite nella bolletta dei consumi energetici», spiega Federico Pontoni, ricercatore all’Università Bocconi di Milano.
Nel caso del metanodotto sardo, opera che secondo le stime di Enura costerebbe 590 milioni di euro, Arera, l’autorità pubblica che regola e controlla i settori dell’energia e del gas naturale, ha chiarito che solo con una legge ad hoc del governo si potranno spalmare i costi dell’infrastruttura su tutto il territorio nazionale. Senza quella, è il sottotesto, saranno i sardi a pagare l’infrastruttura volute da Snam. Una doccia fredda per i sostenitori del progetto che potrebbe avere come conseguenza il fatto che, se il gas in Sardegna dovesse essere troppo costoso, i sardi potrebbero decidere di non utilizzarlo.
Non solo. Sul tavolo del governo c’è anche il progetto presentato da Terna, la società che gestisce le reti per la trasmissione dell’energia elettrica, che prevede una connessione elettrica tra Sardegna, Sicilia e continente tramite cavo di trasmissione ad alta tensione HVDC. A luglio 2019, Arera ha richiesto e commissionato uno studio indipendente per valutare costi e benefici del progetto di metanizzazione alla società privata RSE. Lo studio di RSE, costato 160 mila euro e che avrebbe dovuto essere pubblicato la scorsa primavera,non è ancora stato reso pubblico.
Rispondendo alle domande di IrpiMedia, l’ufficio stampa di Arera ha dichiarato che «l’Autorità ha ricevuto una versione pressoché definitiva dello studio commissionato alla società RSE e ha richiesto alcuni chiarimenti in vista della sua successiva pubblicazione».
«La mancanza di gas, che è sempre stata vista come un cronico ritardo, dovrebbe essere trattata oggi come un enorme vantaggio», sostiene Alfonso Damiano, professore di ingegneria elettrica all’Università di Cagliari.
Damiano ha collaborato alla stesura del Piano energetico regionale per la Regione Sardegna ed è anche tra i fautori, insieme a Sardegna Ricerche, ente sardo per la ricerca e lo sviluppo tecnologico, del modello Benetutti. «Dati alla mano, la produzione da fonti rinnovabili copre già circa la metà della domanda sarda di energia», spiega. «Anche per il riscaldamento in Sardegna si usano soprattutto biomasse e pompe di calore, Gpl e gasolio coprono una fetta minima dei consumi – conclude Damiano -. Il punto è che l’elettrificazione dei consumi è più conveniente economicamente e la maggior parte delle persone lo ha capito».
I dati del consumo energetico in Sardegna
A pochi chilometri di distanza dal centro abitato di Cagliari, Sardegna Ricerche ha un parco tecnologico all’avanguardia. Stanno studiando come produrre idrogeno da fonte rinnovabile, e riutilizzarlo per produrre energie elettrica. È lì che il modello di smart grid di Benetutti è stato messo a punto. I ricercatori sono convinti che quel modello, data la morfologia della Regione, sia replicabile in almeno un centinaio di altri Comuni sardi.
Il problema delle energie rinnovabili è legato all’intermittenza delle fonti, che richiedono adeguati sistemi di stoccaggio, e la stabilizzazione della rete in termini di potenza, soprattutto per i consumi industriali. A Benetutti per stabilizzare la rete stanno sperimentando biogas prodotto da biomasse.
«Spegnere le centrali a carbone senza avere alternative per supportare il sistema di rinnovabili significa spegnere l’isola», mette in guardia Alfonso Damiano. «Un po’ di gas va incluso nella transizione». Ma quanto?
L’Università di Cagliari ha quantificato in 500 milioni di metri cubi il valore medio di riferimento. Una cifra che, spiega Damiano, andrà diminuendo progressivamente, fino ad annullarsi, per effetto della stabilizzazione delle fonti rinnovabili. Il fabbisogno stimato dalla Regione varia da una cifra minima di 460 milioni di metri cubi a una massima di 900 milioni di metri cubi. La dorsale, unita ai depositi costieri di gas naturale liquefatto già presentati e autorizzati, avrà una capacità di movimentazione pari a quasi 1,8 miliardi di metri cubi di gas metano, secondo i calcoli fatti dal comitato No Metano. «Una quantità spropositata, e un chiaro sostegno del gas e non sviluppo del gas a sostegno delle rinnovabili», commenta Paola Pisilio del comitato sardo No Metano: «L’obiettivo sembra quello di creare un hub del gas in Sardegna».
Un progetto basato sull’elettrificazione e sul potenziamento degli impianti solari ed eolici non avrebbe solo vantaggi immediati in bolletta, ma aprirebbe la porta a sviluppi ancora più ambiziosi. Uno studio realizzato dal Politecnico di Milano, e commissionato dal WWF, prevede infatti per la Sardegna la possibilità di costruire un modello di sviluppo interamente basato su rinnovabili, affiancate da un potenziamento degli accumuli idroelettrici e dallo sviluppo di idrogeno verde.
Si chiama gas naturale ma è una fonte di energia fossile che produce gas serra.
I dati Ispra parlano chiaro. In Italia il gas è responsabile di circa il 45% dell’anidride carbonica emessa nel 2017, mentre il petrolio è responsabile di circa il 44% delle emissioni e il carbone del rimanente 11%. Non solo. Legate al gas sono le cosiddette emissioni fuggitive, micro dispersioni degli impianti che si verificano durante l’esplorazione, la produzione e la distribuzione del gas: una quantità minima di queste emissioni – appena il 3% – è in grado di annullare completamente il vantaggio che il metano ha sul carbone. E poi c’è il cosiddetto fenomeno del lock-in: le infrastrutture del gas sono complesse, costose e una volta realizzate è difficile liberarsene per molti anni.
«La domanda di gas è in diminuzione e ciò nonostante assistiamo a una proliferazione di impianti e progetti con il risultato che poco o nulla viene fatto sul fronte degli investimenti in energie rinnovabili», nota Mariagrazia Midulla del WWF.
In Italia il gas è responsabile del 45% dell’anidride carbonica emessa nel 2017, il petrolio del 44% e il carbone del rimanente 11%
Il progressivo riscaldamento della temperatura, unito all’efficientamento energetico e allo sviluppo delle energie rinnovabili hanno prodotto un progressivo calo dei consumi energetici in Italia. Nel 2018 la domanda di gas in Italia è scesa del 3,3% rispetto al 2017. Nel 2019 il calo è stato pari al 2%. La pandemia di Covid-19 ha fatto precipitare i consumi di gas nei primi mesi del 2020.
A fronte di un fabbisogno pari circa a 70 miliardi di metri cubi di gas all’anno l’Italia può contare su una capacità di importazione pari a 130 miliardi di metri, spiega Massimiliano Varriale del WWF. Dati che non tengono conto della capacità di importazione aggiuntiva generata dal gasdotto TAP e dal metanodotto sardo.
Spesso poi le infrastrutture sono sottoutilizzate, e a pagarne il prezzo, in bolletta, sono i cittadini. Per esempio, i terminali di gas naturale liquefatto (GNL). In Italia ce ne sono tre e nel 2018 hanno immesso in rete una quantità di gas irrisoria rispetto al totale. Nel 2019 i terminali di Panigaglia (La Spezia) e Livorno, di cui Snam è rispettivamente proprietaria e co-proprietaria, hanno immesso in rete, rispettivamente, il 5% e il 3% del totale. Nel 2018 le percentuali erano ancora più basse pari, rispettivamente al 2% e all’1%.
In seguito allo spegnimento delle centrali a carbone in tutto il paese, che come in Sardegna dovranno chiudere entro il 2025, e grazie al capacity market, un meccanismo di garanzia in base al quale le centrali termoelettriche a gas ricevono una remunerazione anche se non lavorano, in Italia si è assistito a un boom di progetti per la costruzione o la riconversione di centrali a gas. «È una situazione esplosiva, assistiamo a una proliferazione di impianti che hanno scarsa giustificazione dal punto di vista del fabbisogno energetico», dice Massimiliano Varriale.
Non succede solo in Italia. Negli scenari messi a punto dalle compagnie del gas una domanda sempre in crescita viene usata per giustificare la costruzione di nuove infrastrutture. E se nonostante gli obiettivi di policy messi in campo per far fronte all’emergenza climatica, progetti per nuove infrastrutture del gas proliferano in Europa la ragione sta anche nel fatto che le grandi imprese del gas, responsabili della costruzione di terminali e gasdotti, sono le stesse imprese che aiutano i governi a scegliere quali infrastrutture sviluppare.
L’associazione europea degli operatori delle reti di trasmissione del gas, ENTSOG, è stata creata nel 2009 con l’obiettivo di elaborare le previsioni della domanda di gas in Europa. È formata dalle principali società europee del gas, 44 membri da 24 paesi europei e, spiegano i ricercatori di Corporate Europe Observatory, dalla sua creazione ha costantemente sovrastimato il fabbisogno di gas. La ragione è semplice: «Il 75% delle infrastrutture del gas costruite in Europa sono progetti presentati dalle società stesse che fanno parte del network ENTSOG».
In un rapporto pubblicato recentemente – dal titolo Pipe Down – la Ong inglese Global Witness ha fatto i conti. «Le grandi società del gas si sono accaparrate circa il 90% dei sussidi che l’Unione europea destina alle infrastrutture del gas, oltre 4 miliardi di euro». Sono le stesse società che regolarmente sovrastimano il fabbisogno di gas in Europa.
Snam fa parte del network ENTSOG: secondo i calcoli di Global Witness la società ha ricevuto 813 milioni di euro dal 2015 al 2019 per progetti cosiddetti di “interesse comune”, una lista dei principali progetti infrastrutturali redatta dalla Commissione europea. Altri 714 milioni di euro sono finiti a finanziare progetti di cui anche Snam, insieme ad altre società, faceva parte.
Anche in Italia Snam siede ai tavoli governativi dove vengono decise le politiche energetiche. Fornisce dati, elabora scenari e previsioni, e sulla base di quei dati propone nuove infrastrutture da costruire. Per esempio, la società italiana ha partecipato alla stesura della Strategia energetica nazionale nel 2017, il piano energetico sulla base del quale è stato poi redatto il più recente Piano Nazionale per le Infrastrutture, l’Energia e il Clima (PNIEC) che pure largamente attinge a dati e scenari forniti da Snam.
Poi ci sono le attività di lobbying a cui le società del gas destinano ingenti risorse. Secondo un’indagine condotta dall’associazione Re:Common, Snam, insieme alle altre tre principali società europee del gas, hanno speso complessivamente 900 mila euro e impiegato 14 lobbisti nel 2018. «Nel 2019 queste aziende sono riuscite a ottenere quasi 50 incontri con i massimi funzionari politici della Commissione europea per discutere i loro ultimi progetti di gasdotti o offerte di acquisizione», spiegano i ricercatori di Re Common. La sola Snam ha speso una cifra compresa tra 200 e 300 mila euro nel 2019, secondo i dati del registro della trasparenza UE.
fonte: https://irpimedia.irpi.eu
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