La metanizzazione della Sardegna: transizione o restaurazione fossile?

Al centro della strategia c’è la centrale termoelettrica di Fiume Santo, nel nord dell’isola, uno dei principali impianti a carbone della Sardegna, destinato nei piani a essere convertito a gas. Accanto a essa, gioca un ruolo chiave Eurallumina, raffineria di allumina nel Sulcis ferma dal 2009 e considerata uno dei principali potenziali consumatori del gas previsto dal progetto, nonostante l’assenza di certezze sulla sua riapertura.

È intorno a questi due poli industriali che si struttura l’intero sistema: la domanda di gas e le infrastrutture, insieme alle risorse pubbliche necessarie a sostenerle. Ma proprio su questo equilibrio si concentrano le principali criticità sollevate da analisti e associazioni, che mettono in discussione la sostenibilità economica, ambientale e strategica dell’intero piano.

Il gas come strategia industriale

Nella centrale termoelettrica di Fiume Santo, nel nord dell’isola, si incrociano strategie industriali, fondi pubblici e scelte regolatorie. «Il fatto che Křetínský [ne abbiamo parlato qui] operi sotto un profilo basso ha un ruolo importante nel portare il gas in Sardegna», osserva Paola Matova di ReCommon, associazione impegnata nel contrasto agli abusi di potere e nello sfruttamento dei territori. Il riferimento è all’imprenditore ceco a capo del gruppo EPH, già noto in Europa per un modello preciso: «Compra vecchie centrali a carbone, le spinge fino alla fine della loro vita possibile con fondi pubblici e poi le converte a gas», spiega. «In Sardegna si vuole fare la stessa cosa a Fiume Santo».

Ma la conversione dipende dal capacity market, cioè il meccanismo che garantisce la disponibilità di energia elettrica sufficiente per coprire i picchi di domanda, remunerando gli impianti per la loro capacità produttiva e garantendo la "sicurezza" del sistema elettrico nazionale. Ogni anno, le aziende infatti partecipano ad aste per ottenere risorse pubbliche in cambio della disponibilità a immettere energia in rete quando richiesto. «Křetínský aspetta i sussidi, perché non gli conviene fare la conversione a prescindere», dice Matova. Il risultato è un paradosso: una centrale a carbone che continua a operare, in attesa di essere convertita a gas con soldi pubblici, all’interno di un sistema che si definisce di decarbonizzazione.

Due fasi, un unico vincolo: infrastrutture per restare nel fossile

Il progetto di metanizzazione, secondo quanto riportato da ReCommon, si sviluppa in due fasi. La prima è già autorizzata e prevede l’arrivo del gas naturale liquefatto tramite le cosiddette “virtual pipeline”, cioè navi spola che farebbero avanti e indietro dai rigassificatori OLT a Livorno e Panigaglia fino alle navi rigassificatrici in progetto: una FSRU - Floating Storage and Regasification Units, ossia un terminale galleggiante per stoccare e rigassificare il gas naturale liquefatto dentro il porto di Oristano, destinata a rifornire il sud dell’isola, con anche la costruzione del gasdotto sud che partirebbe da Oristano fino a Cagliari, con diramazione fino al Sulcis. 

La seconda fase invece prevede una seconda nave a Porto Torres, funzionale proprio alla centrale di Fiume Santo. Dipende dalla conversione o meno a gas della centrale, altrimenti non si potrebbe giustificare la domanda. A guidarla è Snam - monopolista del trasporto del gas in Italia - che in Sardegna opera con la sua controllata Enura. L’entrata in funzione è prevista tra il 2029 e il 2035, anche se i proponenti indicano il 2030 come obiettivo. Ma costruire oggi un’infrastruttura di questo tipo significa impegnarsi per anni. «Per giustificare un investimento così - circa 1,5 miliardi di euro - devi usarlo per decenni», spiega Matova. «E questo significa restare dentro un modello fossile».

In tal modo il gas diventa un’infrastruttura che una volta costruita, deve essere utilizzata. In questo quadro si inseriscono anche le valutazioni dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), che evidenziano criticità strutturali rilevanti sul progetto. Secondo le elaborazioni dell’Autorità, l’investimento complessivo è pari a circa 1,45 miliardi di euro, con costi operativi stimati intorno ai 157 milioni annui. A questi si aggiunge un impatto diretto sulle tariffe con significativi oneri in bolletta.

Domanda fragile, costi pubblici, conflitti di interesse

La domanda di gas è uno dei punti più critici dell’intero progetto. Secondo i dati disponibili nel progetto Enura, oltre la metà del gas previsto nella prima fase - il 56% - sarebbe destinato a Eurallumina, impianto sito nel Sulcis, fermo dal 2009 e controllato dalla multinazionale russa Rusal. «Non c’è alcuna garanzia di riapertura», osserva Matova. Eppure, su questa domanda incerta si costruirebbe un’infrastruttura da miliardi. Il rischio è quello di realizzare un sistema sovradimensionato rispetto ai bisogni reali, destinato a essere sostenuto attraverso risorse pubbliche.

Anche perché il meccanismo economico è chiaro: «Snam costruisce l’infrastruttura e poi ARERA restituisce l’investimento attraverso lo strumento di sussidio pubblico che è il ricavo remunerato», spiega Matova. A questo si aggiunge un problema strutturale: l’analisi costi-benefici non è indipendente. «La fa Snam e cioè il proponente», sottolinea. «Questo è un evidente conflitto di interesse». Il soggetto che propone l’opera sarebbe infatti lo stesso che ne valuta la sostenibilità.

Nel frattempo, il progetto procede anche senza un quadro autorizzativo completo. «L’arrivo del gas è politicamente autorizzato (con il dpcm del settembre 2025), ma non ha ancora tutte le autorizzazioni ambientali (manca la VIA per la nave FSRU a Oristano, da dove arriverebbe il gas della Fase 1)», spiega Matova. Il gasdotto “Tratto Sud” invece, si basa su un’autorizzazione del 2020 prorogata a gennaio del 2026. In tutto ciò però, gli espropri sono già partiti.

Dipendenza e alternativa mancata

Dietro la retorica della sicurezza energetica si nasconde un’altra questione: la dipendenza. «Non stai pensando il modello energetico dell’isola in termini di autonomia», afferma Matova. «Stai riproponendo un modello fossile». Il gas, infatti, non elimina la vulnerabilità: la sposta. «Basta una guerra per chiudere i rubinetti e far salire i prezzi o diventare ricattabile», osserva. Le tensioni geopolitiche - come dimostra il caso dello stretto di Hormuz - rendono evidente quanto sia fragile un sistema basato sulle importazioni.

Questa scelta si innesta inoltre su territori già segnati. Porto Torres e il Sulcis sono aree industriali tra le più compromesse dell’isola, riconosciute come Siti di Interesse Nazionale (SIN), cioè aree contaminate che necessitano di interventi di bonifica per prevenire danni ambientali e sanitari. «Non puoi aggravare ulteriormente queste zone», sottolinea Matova. Eppure, è qui che si concentrano gli interventi principali: Fiume Santo da un lato, Eurallumina dall’altro.

A mancare è anche una valutazione sanitaria sistemica. «Non esistono registri che tengano traccia degli impatti sulla salute dell’industria pesante», evidenzia. Senza dati, diventa impossibile misurare davvero le conseguenze delle scelte energetiche. Sul piano sociale poi, la questione si traduce spesso in un ricatto occupazionale. Il rilancio di impianti come Eurallumina viene presentato come soluzione alla crisi del lavoro, ma poggia su basi fragili. «Si lega il lavoro a un modello industriale incerto e obsoleto».

Tuttavia, un’alternativa esiste. «La Sardegna potrebbe essere un esempio in Europa in cui si può avere una transizione senza passare per il gas», afferma. Un laboratorio di autonomia energetica, su un sistema autonomo e decentralizzate. Un modello fondato sulla ridistribuzione delle risorse, in cui le comunità decidono in base ai propri bisogni, invece di dipendere da infrastrutture fossili centralizzate.

«È importante parlare di gas in Sardegna perché non lo fa nessuno», conclude Matova. Ma la questione è sistemica. Il nodo riguarda i modelli energetici che si stanno consolidando sotto la transizione: da un lato un sistema fossile che si aggiorna e si rafforza attraverso nuove infrastrutture rigide e investimenti pubblici; dall’altro una transizione reale ancora da costruire, basata sulla decentralizzazione del potere e il controllo democratico dell’energia sui reali bisogni dei territori.