Quotidiano Energia - di Carlo Maciocco - Con oltre 2 miliardi € di investimento previsto è l'intervento più rilevante del Piano decennale 2018 di Terna. Ma è anche un'infrastruttura ritenuta essenziale dalla Sen per poter affrontare il phase-out dal carbone al 2025.
Parliamo del progetto di collegamento elettrico “triterminale” Continente-Sicilia-Sardegna, principale protagonista del workshop di presentazione del Piano tenutosi ieri nella sede romana del Tso. E i rappresentanti di Terna hanno tenuto subito a precisare un concetto basilare: il cavo serve anche se si decide di non chiudere le centrali a carbone. Il fatto è che, per contro, il phase-out necessita di un'opera di questo tipo e i tempi potrebbero non essere compatibili con la scadenza del 2025. Il tutto senza dimenticare un altro particolare: bisogna evitare duplicazioni di infrastrutture, anche in rapporto a quelle del gas. In Sardegna bisogna quindi fare i conti anche con il piano sulla metanizzazione.
Ma andiamo con ordine. Enrico Maria Carlini, responsabile Pianificazione Rete e Interconnessione di Terna, ha illustrato come anche negli scenari che prevedono il mantenimento di una produzione a carbone il cavo presenti uno Ius (rapporto benefici/costi) compreso tra un minimo di 0,9 e un massimo di 1,3. Valore che sale a 1,7 col phase-out.
Il responsabile Strategie di Terna Luigi Michi ha rimarcato come l'infrastruttura sia strettamente legata allo sviluppo delle Fer. Carlini ha ricordato che in base ai target Sen di un 55% di consumi elettrici coperti dalle rinnovabili al 2030, sia necessario arrivare a 100 GW Fer, di cui 22 GW da idro (stabili), eolico da raddoppiare a 18 GW e solare da triplicare a 60 GW. Per cui anche la Sardegna dovrà almeno raddoppiare i propri 1.740 MW. Il tutto senza considerare il nuovo più ambizioso obiettivo del 32% sui consumi totali fissato dal Trilogo Ue.
Insomma, Terna sembra convinta che il “triterminale” possa reggere anche senza phase-out. Ma potrebbe non essere vero il contrario: ossia, la chiusura degli impianti ha bisogno del cavo. E nel Piano decennale la partenza dei lavori è prevista solo al 2025, data in cui dovrebbero essere già spente le centrali. I conti non tornano.
“Abbiamo prudenzialmente messo quella data – ha spiegato Carlini a QE – perché il Piano necessita di un iter autorizzativo di diversi anni. Noi ne impieghiamo tre a realizzare il collegamento, se ci danno il via libera entro il 2022 potremmo anche essere nei tempi”. Ma l'esponente di Terna fa capire che senza un'accelerazione dell'iter rispettare la scadenza del 2025 sarà piuttosto arduo.
Altro tema delicato è quello della metanizzazione della Sardegna. Se si ipotizza uno sviluppo spinto delle Fer nell'isola ha senso fare una dorsale del gas? Anche per questo Marilena Barbaro della divisione Infrastrutture e sistemi di rete del Mise ha parlato di un confronto aperto con l'Autorità sul cavo “triterminale”, anche al fine di “evitare duplicazioni con altri interventi”.
Da questo punto di vista va ricordato che in forza del phase-out dal carbone la Sen prevede per l’isola 400 MW di nuova capacità, a gas oppure da accumuli. La scelta tra queste due tecnologie sarà quindi determinante. Senza dimenticare che la principale sperimentazione di Terna sulle batterie si svolge proprio in Sardegna.
I soggetti (due produttori e due associazioni) finora intervenuti alla consultazione hanno chiesto conto, tra le altre cose, anche dei benefici del cavo Sorgente-Rizziconi tra Sicilia e Calabria, inaugurato due anni fa. “Ore di congestione in calo del 45%, prezzo zonale in discesa del 25% e benefici per 450 mln € annui”, ha sottolineato Chiara Vergine, responsabile pianificazione e studi di rete di Terna.
Cifra inferiore ai 600 mln € inizialmente stimati. “Ma è solo perché il tempo preso in considerazione è limitato – ha spiegato a QE Carlini – la cifra può oscillare di anno in anno”. E in questi due anni il collegamento ha dovuto fronteggiare alcuni intoppi, tra “fine tunining” e indisponibilità varie.
Il workshop si è poi concentrato sull’altro grande intervento previsto dal Piano: il collegamento Hvdc da almeno 1.000 MW tra le zone di mercato Centro-Sud e Centro-Nord, che comporterà un investimento stimato in 1.115 mln €. Opera che secondo Carlini darà benefici non solo sul fronte dello sbottigliamento della capacità di transito ma anche sotto il profilo dell’adeguatezza, soprattutto per l’area Centro-Nord.
Al centro delle osservazioni ancora una volta l’interconnessione con il Montenegro per il quale Terna conferma la convenienza (anche del 2° polo) malgrado l’investimento resti “sotto la lente” del Tso.
Sulle connessioni estere dal pubblico in sala è poi stato sollevato un dubbio: in considerazione del calo di import previsto dalla Sen è così necessario aumentare la capacità? Carlini ha risposto che in vista dell’incremento delle Fer il prezzo italiano potrebbe in futuro essere in alcune ore più basso dei nostri vicini, quindi tali infrastrutture potrebbero funzionare anche in export. Michi ha inoltre ricordato il ridimensionamento del nucleare francese, sottolineando come in ogni caso “avere una riserva inferiore all’import non va bene”.
