SCHEDA PROGETTO METANIZZAZIONE SARDEGNA – RN_09

ANALISI DELLA DOMANDA

Lo scenario di domanda considera una completa sostituzione con gas naturale dei combustibili nel mercato residenziale (principalmente GPL, aria propanata e gasolio) e una parziale sostituzione negli usi industriali, termoelettrici e dei trasporti. La domanda totale a regime in Sardegna è stimata in 722 Mmc/anno (escluso il potenziale di GNL nel settore dei trasporti che non si considera venga rigassificato ed immesso in rete), mentre la domanda utilizzata ai fini delle analisi presentate nel presente documento è stata determinata considerando i soli bacini attraversati dall’infrastruttura pianificata, che rappresentano circa il 90% della domanda complessiva per un volume a regime di 661 Mmc/anno. Le prime forniture, sono previste a partire dall’anno 2021 con una domanda gas a regime nell’anno 2030 secondo un percorso di progressiva metanizzazione valutato in base all’esperienza maturata da Snam Rete Gas in progetti analoghi sul territorio nazionale.
Viene di seguito riportata in tabella la relativa ripartizione per settore:

 

Settore

Volume

(Mmc/a)

Civile + Terziario

152

Industria + Termoelettrico

441

Autotrazione

68

Totale complessivo

661

 

 

Tale stima di domanda non considera il potenziale di sostituzione nella produzione termoelettrica derivante da un eventuale phase-out del carbone, che la SEN prevede al 2025. Sulla base delle stime formulate da Terna in tale ambito, ai fini della sicurezza delle forniture elettriche oltre alla realizzazione di una ulteriore interconnessione, si prevede risulti necessaria l’operatività di due centrali a ciclo combinato CCGT per un totale di 400MW di potenza per una domanda aggiuntiva stimata in circa 100 mcm.
Vengono di seguito riportate le assunzioni alla base delle stime effettuate con riferimento ai singoli settori:

  • Civile + Terziario: l’assunzione alla base del valore annuo di mercato del settore è che vengano sviluppate tutte le reti di distribuzione previste dal PEARS e che vi sia conversione da GPL, Aria Propanata e Gasolio a GAS. Si è inoltre assunta l’ipotesi di penetrazione delle rinnovabili pari al 68% per il residenziale e del 45% nel terziario ed un obiettivo di efficienza energetica che permette una riduzione dei consumi del 27% rispetto ad uno scenario inerziale di consumi di gas elaborato considerando una piena sostituzione di GPL, Aria Propanata e Gasolio con gas naturale. Il mercato residenziale e terziario di ogni comune è stato ricalcolato proporzionalmente rispetto ai volumi dello scenario inerziale. Per i comuni da metanizzare si è fatto riferimento ai bacini d’utenza definiti, ad esclusione dei bacini n° 12 e 29 e di alcuni comuni che non hanno aderito, come da informazioni desunte dal PEARS della Regione Sardegna del 2015;
  • Industria + Termoelettrico: si ipotizza una crescita dell’economia regionale in linea con quella prevista per il Paese negli scenari di lungo termine.  In tale ipotesi si assume una crescita industriale leggermente inferiore all’1% (0,7%) rispetto ai livelli di consumo energetico del settore industriale, (inclusa la cogenerazione) nell’anno 2013 pari a 400 ktep. Tali consumi sono principalmente coperti da prodotti petroliferi che costituiscono circa l’80% (320 Ktep) della richiesta energetica del settore industriale, in particolare olio combustibile (205 Ktep), GPL (32 Ktep) e Gasolio (8 Ktep) e gas derivati (85 ktep).  La penetrazione del gas avviene quindi per switch da carburanti petroliferi a gas. Si è inoltre assunto che nessun impianto termoelettrico venga convertito a gas naturale se non quelli funzionali alla generazione elettrica per gli impianti industriali; pertanto il comparto termoelettrico è stato assimilato all’industria e la ripartizione è stata fatta su base provinciale con riferimento ai dati storici;
  • Autotrazione: si ipotizza una conversione degli autotrasporti da carburanti tradizionali a CNG con una penetrazione soprattutto nel trasporto privato e nel trasporto commerciale leggero.  Tale ipotesi rappresenta uno scenario di penetrazione del CNG nei trasporti medio dei tre scenari presentati nel PEARS. Il volume per autotrazione è stato ripartito su base provinciale, in proporzione agli abitanti.

 

Ai fini del dimensionamento dell’infrastruttura, la portata di picco in condizioni di freddo eccezionale per il mercato Residenziale e Terziario, è stata definita incrementando del 90% la portata in condizioni di freddo normale, in accordo con le curve di temperatura con rischio termico 1 /20 anni caratteristiche per la regione Sicilia.

Nella tabella seguente è riepilogato il mercato definito secondo i criteri sopra descritti:

 

Settore Volume anno
(Mmc/a)
Picco giornaliero
freddo normale
(Mmc/g)
Picco orario
freddo normale
(mc/h)
Picco giornaliero
freddo eccezionale
(Mmc/g)
Picco orario
freddo eccezionale
(mc/h)
Civile + terziario 196 1,31 130.972 2,49 248.847
Industria + termoelettrico 456 1,95 122.003 1,95 122.003
Autotrazione 70 0,30 38.052 0,30 38.052
Totale complessivo 772 3,56 291.027 4,74 408.902
 

Sono inoltre state effettuate ulteriori valutazioni considerando, in aggiunta alla domanda gas sopra descritta, la domanda derivante dall’eventuale conversione da carbone a gas delle centrali termoelettriche di Fiumesanto e Portoscuso. In tale scenario, il picco orario massimo considerato per entrambe le centrali è pari a 251.000 mc/h, che è stato valutato in aggiunta al picco orario in freddo eccezionale sopra riportato.

 

 

ELEMENTI INFORMATIVI DEL PROGETTO

Denominazione intervento

Metanizzazione Sardegna


OPERE PRINCIPALI ED ACCESSORIE

Codice

Denominazione

DN

km

Pressione (bar)

Tipologia

RN_09a

Met Cagliari - Palmas Arborea I tr.

650

32,3

75

principale

RN_09b

Met. Vallermosa - Sulcis

400

43

75

principale

RN_09c

Met Cagliari - Palmas Arborea 2 tr

650

61,8

75

principale

RN_09d

 Met. Palmas Arborea - Macomer

400

49,9

75

principale

RN_09e

Met. Macomer - Porto Torres

650

76,6

75

principale

RN_09f

Met. Macomer - Olbia

250

17,4

75

principale

RN_09g

Met. Der. per Monserrato

150

5,3

75

principale

RN_09h

Met. Der. per Villacidro

150

8

75

principale

RN_09i

Met. Der. per Terralba

650

13,5

75

principale

RN_09j

Met. Collegamento Term. di Oristano

150

11,1

75

principale

RN_09k

Met. Der. per Guspini

150

4,4

75

principale

RN_09l

Met. Derivazione per Oristano città

400

54

75

principale

RN_09m

Met. Derivazione per Nuoro

200

6,6

75

principale

RN_09n

Met. Allacciamento per Sassari

150

0,7

75

principale

RN_09o

Met. stacco per comune di Ittiri

150

0,8

75

principale

RN_09p

Met. Stacco per com di Pozzomaggiore

150

14,8

75

principale

RN_09q

Met. Der. per Capoterra- Sarroch

150

11,2

75

principale

RN_09r

Met. Der. per Sanluri

250

7,9

75

principale

RN_09s

Met. Der. per Serramanna

150

5,5

75

principale

RN_09t

Met. Allac. per Siamanna

200

17,2

75

principale

RN_09u

Met. Der. per Alghero

150

10,3

75

principale

RN_09v

Met. All. per Thiesi

400

104,5

75

principale

RN_09w

Met. All. per Suni

150

15,5

75

principale

 

Localizzazione intervento (rappresentazione grafica)

fig 20 sardegna def

Codice identificativo intervento

COD. SRG: RN_09

TYNDP ENTSOG: TRA-N-1194

Obiettivo generale dell'intervento

Metanizzazione di aree non servite, concorrenza e diversificazione delle fonti di approvvigionamento, sostenibilità ambientale

Categoria principale intervento

Nuovo sviluppo di rete in aree non metanizzate

Anno di primo inserimento dell’intervento nel Piano

Piano Decennale 2017-2026

Impatto in termini di aumento di capacità di interconnessione o di trasporto in ciascuna direzione di flusso (ove applicabile)

La struttura è dimensionata per garantire il trasporto dei quantitativi di domanda riportati in precedenza in tutte le condizioni di supply.

Punto di entrata, uscita o di riconsegna su cui insiste l’aumento di capacità

I punti di entrata, così come i punti di uscita, verranno individuati sulla base delle richieste di allacciamento.

Correlazione tra nuove fonti di approvvigionamento e sviluppi infrastrutturali necessari alla rete di trasporto, con evidenza di eventuali fonti di approvvigionamento alternative

Il Piano Energetico Ambientale della Regione Sardegna (PEARS) individua tre possibili soluzioni di approvvigionamento:

  • un collegamento via tubo dalla Regione Toscana,
  • la costruzione di mini-rigassificatore in un’area industriale-portuale della Regione Sardegna,
  • la costruzione di depositi costieri (Small scale LNG) dislocati in diverse zone industriali-portuali della Regione Sardegna.

Al fine della presente analisi si è considerata la soluzione che prevede la costruzione di depositi costieri dotati di impianti di rigassificazione in quanto coerente con PEARS e SEN nonché ritenuta più conservativa. Il progetto così come strutturato risulta tuttavia in grado di accomodare tutte le scelte di approvvigionamento sopra riportate così come altre potenziali differenti opzioni.

Eventuali rapporti di complementarietà o, in generale, di interdipendenza con altri interventi

Interventi di interconnessione con le infrastrutture di distribuzione

Indicazione dello stato dell’intervento

Ingegneria e Permessi

 

Data inizio progetto

Avvio progettazione di dettaglio

Presentazione richiesta Autorizzazione Unica

Ottenimento

Autorizzazione Unica

Presentazione richiesta VIA

Ottenimento VIA

Data Inizio lavori

Data Entrata in Esercizio

05/06/2017

13/02/18

21/06/17

06/2019

21/06/17

04/2019

07/2019

01/2021 - 12/2025

 

 

ANALISI COSTI/BENEFICI

BENEFICI  - Totale benefici periodo di analisi di 25 anni

 

Al fine della valutazione del risparmio potenziale, per i combustibili attualmente utilizzati in Sardegna sono stati assunti i prezzi rilevati negli ultimi mesi del 2016(1) . Il prezzo della CO2 è stato determinato sulla base del Carbon Shadow Price(2).
I valori utilizzati sono riportati nella successiva Tabella.

 

Combustibile

Prezzi

GPL per uso riscaldamento

250 €/Mwh

Gasolio per uso riscaldamento

108 €/Mwh

Aria propanata

111 €/Mwh

Gasolio autotrazione

114 €/Mwh

Olio combustibile per uso industriale

64 €/Mwh

CO2

36 €/ton

 

Il prezzo del gas naturale in Sardegna è stato stimato sia per utenze di tipo civile(3) che industriale(4) a partire dal prezzo del GNL registrato in Spagna a fine 2016, maggiorato degli oneri sostenuti per raggiungere la Sardegna ed essere immesso in rete (reloading, shipping e rigassificazione)(5), del margine di commercializzazione(6), della logistica (trasporto e distribuzione) nonché della fiscalità.
Nella tabella di seguito riportata sono indicati i valori considerati.

 

dati in €/MWh Civile Industriale
Costo materia prima (7) 36 36
Costo unitario di trasporto Sardegna 7 4
Costo unitario di distribuzione Sardegna 31 n.a.
Margine di commercializzazione 5 5
Fiscalità (IVA e accise) 30 13
Totale 108 58

 

(1) Fonte: Camera di Commercio di Sassari per GPL, gasolio e oli combustibili e società Medea per l’aria propanata (i prezzi in Tabella sono maggiorati dell’IVA).
(2) Fonte: Commissione Europea – documento “Climate Change and Major Projects”, 2016.
(3) Ipotizzato un utente civile caratterizzato da un consumo di 1.400 m3/anno.
(4) Ipotizzato un utente industriale medio, definito su un mercato caratterizzato dal 30% degli utenti con consumi > 2,5 milioni di m3/anno e il 70% degli utenti con consumi < 2,5 milioni di m3/anno.
(5) Il prezzo è stato determinato nell’ipotesi di alimentazione della rete tramite depositi costieri.
(6) Il margine di commercializzazione è stato assunto pari al valore indicato dall’ARERA per un cliente civile con consumo annuo di 1.400 m3.
(7) Costo all’entrata nella rete di trasporto, valori desunti da dati Bloomberg, Enagas, IGU.


In particolare, con riferimento al costo della materia prima, si è utilizzato il prezzo del GNL in Spagna così come rilevato da Bloomberg a dicembre 2016, maggiorato di un margine di commercializzazione ipotizzato pari al 20% per un valore complessivo di 20 €/Mwh. Nel calcolo del prezzo del gas naturale si è ipotizzato che le utenze industriali e termoelettriche non sostengano i relativi oneri di distribuzione, o dove vengano applicati risultino comunque molto limitati in relazione alle fasce di consumo. Per le utenze civili si è invece assunta la tariffa di distribuzione media per l’aria propanata nel comune di Sassari, determinata sulla base del costo medio sostenuto da clienti con consumi tra 121 e 5.000 mc/anno. I costi necessari per garantire l’esercizio della rete sono stimati in circa 8 m€/anno a regime nell’ipotesi della costituzione di una società dedicata a cui demandare la gestione dell’intera rete di trasporto sarda.

 

B1: variazione del social welfare connessa alla riduzione dei costi di fornitura

-

B2m: variazione del social welfare connessa alla sostituzione di combustibili, per metanizzazioni

3.799 M€

B2t: variazione del social welfare connessa alla sostituzione di combustibili nel settore termoelettrico

-

B3n: Incremento di sicurezza e affidabilità del sistema in situazioni normali

-

B3d: Incremento di sicurezza e affidabilità del sistema in situazioni  di disruption

-

B4o: Costi evitati per obblighi normativi che sarebbero stati sostenuti se l’opera non fosse stata costruita

-

B4p: Costi evitati per penali che sarebbero state sostenute se l’opera non fosse stata costruita

-

B5: Riduzione effetti negativi da produzione di CO2

365 M€

B6: Riduzione effetti negativi da produzione di altri inquinanti

619 M€

B7: Maggiore integrazione di produzione da fonti di energia rinnovabile nel sistema elettrico

-

Sardegna 2

BENEFICI QUALITATIVI

Ulteriori benefici generati dal progetto che risultano non immediatamente quantificabili e/o monetizzabili sono:

  • ricadute occupazionale: dirette per la realizzazione dell’infrastruttura e indirette in relazione all’indotto generato.
  • sviluppo del settore trasporti in quanto il progetto potrebbe abilitare una sostituzione dei combustibili tradizionali ancora superiore rispetto a quella considerata nell’analisi generando ulteriori benefici occupazionali e ambientali.
  • sviluppo della competitività comparto industriale favorendo di conseguenza anche la nascita di nuove imprese.
  • possibile utilizzo per produzione energia elettrica in sostituzione attuali impianti a carbone
  • sviluppo settore biometano anche in Sardegna. Il biometano rappresenta una fonte rinnovabile programmabile che ben si integra al solare e all’eolico. Un suo sviluppo permetterebbe di rispondere agli obiettivi di decarbonizzazione e promuoverebbe un incremento della produzione domestica.


La SEN stima in circa 700 M€ gli ulteriori benefici per lo sviluppo dell’economia locale e il rilancio della competitività industriale grazie al potenziale allineamento al prezzo dell’energia del resto della nazione con il conseguente incremento dell’occupazione e la riduzione degli oneri per la cassa integrazione.

In via complementare a quanto sopra descritto e al fine di consentire una migliore integrazione del sistema gas della Sardegna con il sistema nazionale, incluso quindi un legame del prezzo del gas in Sardegna alle dinamiche del PSV, SNAM promuove anche la possibile realizzazione di un servizio di caricamento e trasporto di GNL funzionale ai depositi costieri di GNL della Sardegna dotati di moduli di mini-rigassificazione.

 

COSTI

Capex  totali progetto [M€]  
RN_09a 34,9
RN_09b 29,9
RN_09c 66,4
RN_09d 52,2
RN_09e 87,1
RN_09f 70
RN_09g 8,5
RN_09h 2,3
RN_09i 3,5
RN_09j 14
RN_09k 4,6
RN_09l 1,9
RN_09m 40,2
RN_09n 3,1
RN_09o 0,4
RN_09p 0,3
RN_09q 6,3
RN_09r 4,9
RN_09s 4,4
RN_09t 2,1
RN_09u 9,5
RN_09v 4,4
RN_09w 8
TOTALE 459
Consuntivo al 31/12/2017 [M€] 4,6
Capex (al netto di  opere compensative esogene al servizio) [M€] 452
Capex di reinvestimento (dopo il 10o anno di esercizio) 2,1 M€/ANNO
Opex 8 M€/ANNO

NOTA: Oltre ai costi qui dettagliati sono stati considerati i costi previsti per gli allacciamenti relativi ai bacini attraversati dalla dorsale di trasporto per un totale di 11 M€

 

INDICATORI

INDICATORI

BASE

SENSITIVITY

DOMANDA

CAPEX+OPEX

-10%

+10%

+30%, +5%

-30%, -5%

VANE [m€]

1951

1.698

2.204

1.824

2078

B/C

4,7

4,2

5,1

3,8

6,1

PBPE [anni]

6

7

6

7

5