La metanizzazione della Sardegna entra nel vivo: Enura, società diretta e coordinata da Snam, con un avviso pubblicato oggi, 15 maggio, ha avviato il procedimento amministrativo ed espropriativo per il progetto “Metanizzazione Sardegna Tratto Centro-Sud”.
L’avviso sulla prima tratta
Oggetto dell’istanza è la tratta che interessa alcuni comuni della Città metropolitana di Cagliari, della Provincia del Sulcis Iglesiente, della Provincia del Medio Campidano e della Provincia di Oristano.
Le osservazioni potranno essere presentate entro 30 giorni dalla pubblicazione dell’avviso, dunque entro il 14 giugno, e saranno valutate in conferenza dei servizi, come spiega l’avviso, che richiama il Dpcm 10 settembre 2025 sulle opere necessarie al phase-out del carbone nell’isola.
Tra le opere elencate metanodotti e derivazioni verso Cagliari, Macchiareddu, Capoterra-Sarroch, Capoterra, il polo industriale di Sarroch, Sasol Italia, Monserrato, Decimomannu, Serramanna, Villacidro, Sanluri, Guspini, Terralba, Iglesias, Arborea e Oristano.
Oltre a queste condotte, il progetto prevede anche 147,460 km di rete nazionale, per i quali sono state avviate le istanze autorizzative presso il Mase, non oggetto della procedura regionale.
Nel dco 135/2026/R/gas, in consultazione dal 21 aprile e ancora fino al 15 giugno, Arera quantifica la fase 1 della rete Enura in 304,7 km, per 539,6 milioni di euro di capex e 7,6 milioni l’anno di opex.
La fase 2 nel Nord dell’isola dovrebbe comprendere 52,5 km, con un costo di 117,5 milioni e 1,3 milioni l’anno di opex. Ma è il pezzo più incerto: secondo Arera, è subordinata alla realizzazione della Fsru, cioè il rigassificatore galleggiante di Porto Torres, a sua volta legata alla conversione a gas della centrale di Fiume Santo.
Il condotto virtuale e i costi
La metanizzazione sarda non è solo una rete di tubi nell’isola: il Dpcm estende la Rete nazionale del gas alla Sardegna, anche ai fini tariffari, attraverso un collegamento virtuale.
Dentro questo “tubo virtuale” ci sono l’adeguamento del terminale Gnl di Panigaglia, in Liguria, per il caricamento del Gnl su bettoline, l’utilizzo del terminale Olt Livorno, la Fsru di Oristano, navi spola dedicate, il deposito Gnl Higas, il trasporto su gomma, depositi criogenici, rigassificatori locali e tratti di rete nell’isola.
I lavori a Panigaglia, secondo stime Snam citate da Arera, dovrebbero costare circa 26 milioni per il vessel reloading e 274 milioni per l’ammodernamento, con entrata in esercizio prevista entro il 2031. Per Oristano si considera un costo complessivo di circa 456 milioni: circa 300 per nave e conversione, 106,1 milioni per opere portuali e 50 milioni per il deposito costiero Higas, oltre ad altre voci minori.
Per i depositi criogenici, cioè i serbatoi refrigerati per il Gnl, le stime di capex riportate da Arera sono 45,3 milioni nel Nord-Ovest e 113 milioni nel resto della Sardegna.
In totale, il dco Arera parla di 1,45 miliardi di investimento, 157 milioni l’anno di costi operativi, 285 milioni l’anno in bolletta e un rincaro del 13-14% sulla tariffa di trasporto del gas.
Secondo lo studio Rse del 2020 citato nel dco Arera, una dorsale estensiva diventerebbe più conveniente del trasporto su gomma solo con volumi annui superiori a circa 1.500 milioni di mc di gas, difficilmente raggiungibili negli scenari considerati.
Costi e domanda
Proprio i costi e la necessità effettiva dell’opera sono al centro di critiche da parte rinnovabilista, come quelle di Energia per l’Italia, che avevamo riportato lo scorso 27 aprile.
L’Autorità stima, in via preliminare, un costo riconosciuto da recuperare attraverso i corrispettivi tariffari pari a 255 milioni l’anno al 2030 e, come detto, 285 milioni l’anno a regime, considerando un Wacc del 5,5%, pari al tasso di remunerazione riconosciuto per il trasporto nel 2026.
Chi pagherà? La metanizzazione sarà pagata attraverso le tariffe del gas, ma non è ancora chiarissimo quanto verrà socializzato sul sistema nazionale e quanto resterà dentro il perimetro sardo.
Il Dpcm e il dco Arera impostano il collegamento virtuale come estensione della rete nazionale, anche ai fini tariffari, e richiamano meccanismi di perequazione per evitare oneri aggiuntivi sugli utenti sardi. Energia per l’Italia sostiene invece che l’istituzione di un “Ambito Sardegna” separato finirà per scaricare il costo sui consumatori dell’isola.
L’altra questione è la domanda. Gli scenari trasmessi da Snam a dicembre 2025, sviluppati con Terna, indicano per l’isola 50 milioni di Smc nel 2026, 612 milioni di Smc/anno al 2030 e 892 milioni di Smc/anno al 2035/2040.
La crescita, però, è trainata soprattutto dall’industria: dei 612 milioni di Smc previsti al 2030, ben 548 milioni riguardano utenze industriali e, di questi, 363 milioni sarebbero legati all’alimentazione della raffineria di bauxite Eurallumina di Portovesme. La domanda civile e terziaria resta molto più contenuta: 50 milioni di Smc nel 2026 e 59 milioni a regime.
Incognita termoelettrico
C’è poi la questione della produzione elettrica. Nello scenario 2035/2040 compaiono 90 milioni di Smc legati a un’utenza termoelettrica, ma solo se la centrale di Fiume Santo sarà convertita a gas.
Dal dco Arera emerge però che Terna non ritiene che nei prossimi anni servirà produzione termoelettrica a gas per la sicurezza del sistema elettrico dell’isola e per questo Fiume Santo non viene considerata nel dimensionamento del collegamento virtuale.
Lo stesso vale per Porto Torres: la Fsru nel porto industriale del Nord Sardegna è prevista solo nell’ipotesi di riconversione a gas della centrale. Ma, secondo Arera, non sono verificate le condizioni per realizzarla nell’ambito della virtual pipeline.
Non solo: sempre secondo il dco, nessun soggetto risulta aver formalmente presentato il progetto della Fsru di Porto Torres nel Piano di sviluppo del trasporto gas 2025, anche se Enura la menziona come ulteriore possibile costo della metanizzazione, con una stima di 300 milioni di euro.
Il dco Arera nel complesso descrive un sistema elettrico sardo in trasformazione: circa 6,2 GW di nuova capacità rinnovabile da installare nel periodo 2021-2030, accumuli, Tyrrhenian Link e Sardinian Link.
L’Autorità scrive appunto che potrebbe non servire gas per produzione termoelettrica nei prossimi anni, come già comunicato da Terna, e nelle conclusioni si riserva ulteriori valutazioni sulla metanizzazione dell’isola, anche in ragione dei costi, degli impatti tariffari e dei potenziali effetti sui mercati all’ingrosso.
L’analisi di Ecco
Gli stessi nodi sono sollevati anche da Ecco Climate in un commento pubblicato nei giorni scorsi. Secondo Michele Governatori, esperto del think tank, l’Italia sta costruendo un futuro di oneri di trasporto e distribuzione in crescita mentre i consumi sono destinati a calare.
Uno studio Ecco del 2025 sulle tariffe gas – ricorda – fotografa oltre 50 miliardi di euro di asset gas regolati, valore destinato a crescere per quasi un altro decennio.
L’analisi prospetta un aumento dei ricavi garantiti agli asset di rete gas dagli attuali 2,8 miliardi di euro a 3,7 miliardi l’anno di picco.
Secondo Ecco, in ipotesi di phase-out del gas coerenti con gli obiettivi climatici, la tariffa al metro cubo per il solo trasporto potrebbe più che triplicare entro il 2040.
Gli interventi sardi, osserva Ecco, non erano inclusi in quelle stime: aggiungerebbero circa un miliardo di costi di capitale e 100 milioni l’anno di costi operativi.
La Sardegna – è la tesi del centro studi – arriva al metano quando il gas è già dentro una traiettoria di consumi calanti e costi fissi crescenti. A differenza del vecchio Galsi, pensato come merchant, con la metanizzazione iniziata il rischio economico tende a spostarsi sulle tariffe, nei limiti dei costi che saranno riconosciuti dall’Autorità.
Insomma, il procedimento sulla rete Enura parte, ma la domanda resta aperta: quanto gas servirà davvero alla Sardegna, quanto costerà portarlo sull’isola e quale spazio avranno, nello stesso scenario, rinnovabili, accumuli e rete elettrica?
- L’avviso Enura (pdf)
- Il dco Arera (pdf)
