Il documento di sintesi del PEAR della regione Sardegna si caratterizza per la mancata adesione ai

criteri di pianificazione dello sviluppo sostenibile ed in particolare non tiene conto dei carichi

ambientali e sanitari che certe scelte possono comportare, ben sapendo che la procedura della

V.A.S. (Valutazione Ambientale Strategica) comporta la necessità di integrare alle scelte del Piano

Energetico anche quelle ad implicazione ambientale: noi aggiungiamo anche quelle sanitarie.

riguardante le azioni tese a promuovere il contenimento delle emissioni (locali e globali).A tale

riguardo, va messo in evidenza che non emerge il contributo della regione Sardegna per il

raggiungimento dell’ obiettivo di riduzione del 6,5% delle emissioni CO2 che lo stato Italiano si era

impegnato ad accogliere con il Protocollo di Kyoto; rispetto ,poi, alle più recenti deliberazioni della

UE il Piano è ben lontano da una programmazione che permetta una riduzione del 20% di emissioni

, una produzione del 20% da energia rinnovabile ed il raggiungimento di un risparmio energetico

del 20%.

L’analisi del sistema produttivo e gli indicatori riportati non sono omogenei e quindi non sono

attendibili. Un esempio: in Sardegna il dato attuale del rapporto( kg /kWh) tra emissione di CO2 e

kWh prodotto, assume valori variabili da 0,8 a 1,1 in tre diversi contesti dello studio. Nel rapporto

ENEA-“Energia ambiente 2004”-, nel commentare il bilancio d’energia complessivo, si osserva che

il coefficiente d’efficienza energetica è in Sardegna solo di 0,61, mentre il dato medio nel paese è di

0,70. Vengono riportati però anche gli altri indicatori che servono ancor di più ad interpretare le

Fonte: Enea 2004

energetico giornaliero~ 600MW) imponga alla Sardegna: a) di produrre manufatti e semi-lavorati

metano, impone l’impiego quasi esclusivo di combustibili fossili(petrolio e carbone); b) i trasporti

che nella regione risultano energeticamente molto più onerosi rispetto alla penisola .

Tale condizione sembra destinata a peggiorare in relazione alla corsa alla produzione in esubero di

quote sempre maggiori di Energia Elettrica(EE), con la contemporanea realizzazione del cavo SaPeI

(500-1000MW). In tal modo si potrà liberare parte della “riserva” per produrre più energia e

incrementare ulteriormente l’esportazione. Ciò nonostante, dai dati della produzione elettrica

riportati nel piano, non si evidenzia che già oggi l’isola è esportatore d’energia ( il 7,02% della

relativo isolamento (vedi collegamento con la penisola attraverso il SACOI da 300 MW e con la

Corsica attraverso il SARCO 50 MW).

Sebbene la produzione di EE sia superiore a quella della richiesta interna nell’isola, il prezzo del

MWh è mediamente superiore del 30-35% a quello del resto del Paese. Se ciò dipendesse dall’alto

costo della produzione dell’energia, in Sardegna verrebbero meno i presupposti economici che

consentono l’attuale esportazione di EE e la programmazione del raddoppio di tale esportazione,

così come traspare dagli obbiettivi del PEARS. Nel documento di sintesi manca un’ analisi di tale

fenomeno seppur si individui la riduzione del prezzo dell’energia come obbiettivo.

In particolare, non vengono presi in esame i bassi costi di produzione relativamente all’impiego

prevalente di combustibili fossili ( TAR, Carbone, derivati dal petrolio); si invoca per abbattimento

del prezzo dell’EE l’impiego del metano che nella realtà farà aumentare i costi di produzione, come

si intende spiegare in seguito. Non si fa nessun riferimento alla grande quantità di EE che viene

acquistata a tariffe incentivate(circa il doppio del prezzo corrente attraverso i meccanismi del CIP6

ed i certificati verdi ) in quanto prodotte da fonti assimilate.

La prevalenza di tali produzioni che godono della priorità di dispacciamento e del non obbligo di

regolazione, portano alla turbativa di mercato che vede scaricati su quello dell’Isola gli alti costi di

acquisto da parte dell’ Acquirente Unico/GME con un prezzo del MWh superiore a quello della

penisola. L’ assenza dell’obbligo di regolazione porta inoltre alla bassa qualità del servizio

energetico che vede infatti nell’isola il record di interruzioni improvvise (oltre 250 min/anno contro

i 7 min/anno della Lombardia).Ciò aggiunge per le imprese come per le famiglie un ulteriore costo

di gestione, legato alla maggiore usura de sistemi di produzione, delle apparecchiature , degli

utensili e delle fonti luminose. La difficoltà di inserimento in rete della produzione da vere FER

(fonte energia rinnovabile) non va ricercata dunque nella necessita di preservare la stabilità delle

rete già minata dalla produzione in esubero da FEA (fonti energetiche assimilate).

La presenza di una produzione da grossi impianti ( superiori ai 100-150 MWe di potenza) porta una

ulteriore vulnerabilità del sistema elettrico isolano. Solo l’introduzione di un sistema di generazione

distribuita(GD) dell’energia elettrica da fonti energetiche primarie di tipo rinnovabile,quali sole e

vento, diffuse sul territorio, consentirebbe il raggiungimento dell’obiettivo comunitario del 20% da

FER; il sistema dovrebbe essere costituito da unità di produzione di taglia medio-piccola (da

qualche decina/centinaio di kW a qualche MW), connesse,di norma, ai sistemi di distribuzione

dell’energia elettrica (con 2003/54/CE) e ciò consentirebbe: a) di avvantaggiarsi della flessibilità

delle tecnologie GD di produrre potenza in periodi favorevoli e di espandere rapidamente la potenza

stessa in risposta a richieste maggiori; b)di usare i generatori esistenti di emergenza per fornire

potenza durante i periodi di punta; c)di fornire i fabbisogni di elettricità e calore e vendere

elettricità;d) di migliorare l’ affidabilità e la qualità dell’energia consumata.

Su tali problematiche e soluzioni il PEAR non fa cenno. Tra gli obbiettivi quello dell’ “autonomia

energetica mediate fonti fossili” si propone la costruzione di nuovi impianti di grossa taglia che

prevedono un prevalente uso massiccio di carbone importato (Sulcis e Fiume Santo, utilizzato con

tecnologie più o meno efficienti ma non tra le migliori).La riduzione delle emissioni di gas-serra

regionali del 20% entro il 2020, pari a un taglio di 7,2 milioni di tonnellate, diventa in tal modo

irraggiungibile, esponendo la fragile economia della società sarda ad ulteriori costi a causa delle

ennesime procedure di infrazione che l’ UE automaticamente aprirebbe.

L’ obiettivo del Piano relativo al “sostegno del Sistema produttivo industriale e carbonifero

dell’area Sulcis-Iglesiente”, appare di sapore autarchico , datato e lontano dalle più moderne

concezioni di risparmio energetico. La necessità di supportare una produzione energivora come

quella dell’alluminio è nel PEARS il presupposto per la produzione di ulteriore EE da fonti fossili,

solo in parte locali. La riduzione dei consumi energetici del 20% al 2020 non può essere raggiunta

puntando solo sulla riduzione dei consumi energetici di tipo domestico ( vedi certificazione

energetica delle nuove costruzioni), ma deve partire dalla riconversione di un sistema produttivo a

bassa efficienza come la produzione di alluminio dalla bauxite.

L’alluminio è un materiale totalmente riciclabile. Il suo recupero e riciclo, oltre a evitare

l’estrazione di bauxite( più produzione annua di 1 500 0000 ton/anno di rifiuti speciali, quali i

fanghi rossi), consente di risparmiare il 95% dell’energia richiesta per produrlo, partendo dalla

materia prima. Infatti per ricavare dalla bauxite 1 kg. di alluminio sono necessari 14 kWh, mentre

per ricavare 1 kg. di alluminio nuovo da quello riciclato servono solo 0,7 kWh di energia. Il riciclo

dell’alluminio costituisce un’importante attività economica, che dà lavoro a molti addetti: l’Italia è

il primo produttore europeo di alluminio riciclato ed il terzo nel Mondo. Una nuova quota di tale

produzione e occupazione dovrebbe essere assegnata alla Sardegna: ciò garantirebbe con maggiore

efficacia il raggiungimento dell’ obiettivo della stabilità “socio-economica”della comunità dell’isola

.

La mancanza di competenze multidisciplinari nella stesura del PEARS emergere chiaramente

nell’assenza di una seria analisi sui costi sanitari delle attuali strategie industriali ed energetiche. Fra

tutte le normative considerate nella stesura del piano mancano quelle che saldano le attività

produttive ed energetiche alle ricadute sulla salute dei cittadini, attraverso il cambiamento della

qualità dell’aria. Non viene dunque preso in considerazione il D.Lgs 351/99 “attuazione della

direttiva 96/66 CE in materia di valutazione e gestione dell’ambiente aria”.Tale norma, seppur non

recente, si ritrova ancora inapplicata nell’isola per quanto riguarda l’art 1-finalità,comma d, che

impone di mantenere “la qualità dell’ aria ambiente ,laddove è buona e migliorala negli altri

casi”.E’ noto come un sistema regionale di centraline di rilevazione efficiente ed efficace sia ancora

progettualità sulla carta, mentre nei fatti si ritrovino “controllati” che si controllano con centraline

proprie.

I dati del registro Tumori della provincia di Sassari sull’elevata incidenza di tumori tra i

lavoratori dell’area industriale di Porto Torres, nono sono confortanti; quelli più recenti che

riguardano l’incremento annuo dei tumori nella prima infanzia e nell’adolescenza nell’intera

provincia di Sassari,caratterizzati da incidenze superiori al 2% dell’incremento annuo della

penisola ( 1% negli altri paesi europei ; 0,7 negli Stati Uniti ), sono anch’ essi significativi per le

ricadute di un certo sistema industriale sulla salute delle fasce biologicamente più vulnerabili della

società; l’esistenza di dati solo per la provincia di Sassari dimostra l’ arretratezza del sistema

sanitario regionale che anche l’ultima gestione non è riuscita a sanare. Invero, i dati biostatistici

sulle 18 aree a forte impatto ambientale sono frutto dell’ impegno dell’ultimo assessorato alla

sanità, anche se a tale impegno non ha fatto seguito una adeguata progettualità di prevenzione

primaria inserita nel piano sanitario regionale. Tra i dati raccolti in queste aree della Sardegna (

circa 900 000 persone) il sesso maschile mostra un tasso di mortalità indicizzato per età per mille

particolare merita l’indicatore sintetico della salute che come si osserva, ci vede all’ultimo posto

nel paese.

Nonostante come possiamo osservare l’indicatore dell’offerta sanitaria non ci colloca ancora

all’ultimo posto

All’interno dello stesso rapporto,l’indicatore sintetico socio-economico, colloca la Sardegna al

quattordicesimo posto tra le venti (20) regioni dello stato italiano. Nel PEARS si fa riferimento solo

al mantenimento del livello socio economico raggiunto, ma non si fa riferimento ai “costi esterni”

socio-sanitari che le popolazione sono costrette a sopportare in relazione all’impatto ambientale che

alcuni tipi di attività produttive con elevata produzione di emissioni inquinanti determina. Un’

impostazione culturalmente arretrata che non tiene conto della sostenibilità dei modelli di sviluppo

proposti.

E’ in corso, nella Comunità Europea, ad opera della stessa Commissione Europea, l’elaborazione di

strumenti utili per il calcolo di tali“costi esterni” socio sanitari anche in termini monetari. Essi sono

l’EPER (European Pullulant emission Register) e l’externE. Il primo raccoglie i dati dai siti dove

sono presenti attività con emissione di inquinanti e il secondo fornisce supporti informatici

(Ecosense e RiskPoll) utili all’elaborazione dei costi “esterni”. E’ evidente che ciò può avere un’

efficacia limitata se gli amministratori locali non danno vita ad efficienti agenzie locali di controllo

ambientale (ARPA) e non impostano un Servizio Sanitario più moderno e attento alle condizioni di

degrado ambientale che favoriscono l’insorgenza delle malattie (Tumori, malattie cardiovascolari,

un’interconnessione da 1000 MW modifica sostanzialmente il bilancio energetico della Sardegna.

In particolare verrebbe meno il presupposto per cui la Sardegna debba essere considerata un sistema

isolato e quindi il fatto che vi sia ancora la necessità di una riserva minima di potenza pari all’ 80%.

Non viene specificato se questo elettrodotto porterà energia elettrica verso l’Italia attraverso la

Sardegna partendo dall’Algeria, come riportato da lanci di agenzia alla firma dell’ accordo italoalgerino

(citato da fonte ministeriale tra GRTN e l’ algerina Sonelgaz) o sia piuttosto un secondo

cavo; la disponibilità (eventuale) di una seconda interconnessione da 1000 MW conferma una

ulteriore modifica del bilancio energetico della Sardegna e gli obbiettivi del PEARS che vedono

decisori politici regionali di programmare la strategia di una propria politica energetica e la

sostanziale subordinazione a decisione esterne. Inoltre il passaggio di un elettrodotto con le

caratteristiche ora descritte ha sicuramente un impatto rilevante sull’ “estetica” del paesaggio dato

che comporta la posa di un gran numero di tralicci di alta tensione. Infine l’alto numero di tralicci

creerebbe notevoli problemi relativi ai campi elettro-magnetici indotti, particolarmente in

prossimità di centri abitati.

per la quale sarebbe necessario un impianto a ciclo combinato a gas naturale (GNCC) con potenza

superiore ai 600 MW. Gli investimenti nella produzione d’energia elettrica, come previsti dal Piano,

sono poco strategici, piuttosto tesi allo sfruttamento immediato del carbone; oppure, nella peggiore

delle ipotesi, all’utilizzo di un metano reso disponibile da un’ eventuale centrale di rigassificazione

di GNL progettata ad hoc. Vengono totalmente trascurati l’impatto ambientale che la costruzione

del metanodotto avrebbe sul territorio e tutti i problemi relativi alla gestione futura di

un’infrastruttura che, bisogna ricordarlo, è potenzialmente pericolosa, a partire dalla stazione

compressione di Spiritu Santu ad Olbia, alta 15 metri e che dovrebbe estendersi su 19 ettari. I

vantaggi economici del metanodotto sono tutti da dimostrare; nessuna delle regioni dell’Italia

meridionale in cui passa un grosso metanodotto può vantare un miglioramento delle proprie

condizioni di sviluppo (economico o, in particolare, industriale) come conseguenza della

disponibilità del metano. Per quanto riguarda gli usi civili, va ricordato come, a distanza di molti

anni dalla costruzione di un metanodotto, in Sicilia ed in Calabria, a causa della mancata

realizzazione delle infrastrutture locali, meno del 40% delle famiglie abbia accesso all’uso del

Se si tiene conto che al consumo medio giornaliero può far fronte una produzione media di 1200

MW (picco massimo ~1.750 MW) e che tale produzione si aggira quotidianamente,

peraltro,su~2000 MW, ci si rende conto che la linea SA-CO-I che unisce l’isola alla penisola

italiana attraverso la Corsica lavora prevalentemente in uscita, esportando per una potenza di

~800MW: dunque, come possiamo osservare nella tabella successiva, una grande quantità di

energia resta in riserva. In verità,specialmente nelle ore notturne, quote di energia vengono

importate in Sardegna per mantenere la stabilità della rete ed in particolare della frequenza della

corrente alternata (50hz): stabilità non sempre presente a causa della scarsa regolazione della qualità

dell’EE messa in rete dai produttori nell’Isola. Nella tabella successiva si rileva come per potenza

siamo oltre l’80% di riserva richiesto per un sistema isolato.

Come si osserva nella tabella successiva l’ energia viene prodotta quasi esclusivamente con

centrali a carbone con costi di produzione più bassi della metà rispetto al metano e che potranno

produrre ben più delle nostre necessità, destinando buona parte dell’energia all’esportazione .

Quindi quando potremmo disporre del metano il mercato sardo dell’energia sarà saturo, e diverrà

improponibile la realizzazione di nuove centrali a metano NGCC. Non sono ancora chiare le

strategie di E.ON subentrato di recente ad Endesa a fiume Santo. E’ comunque probabile che Enel

ed Endesa abbiano esercitato pressioni sulle amministrazioni locali allettandole con investimenti di

molte centinaia di milioni di Euro che miravano a monetizzare i profitti sul breve periodo; la

costruzione di una centrale a carbone rispetto ad una a metano ha un costo più elevato, ma il costo

di produzione dell’energia è molto più basso e quindi immediatamente remunerativo.

Questo spiega, come prevede il PEARS, la corsa alla produzione di EE da carbone. Per quanto

riguarda le emissioni di gas clima alteranti il PEARS pianifica invece un sostanziale raddoppio delle

emissioni di CO2 rispetto al 1990, in aperta violazione degli accordi internazionali dell’Italia per

Kyoto.Secondo gli stessi dati contenuti nel PEARS, infatti, le emissioni sarde di CO2 ammontavano

nel 1990 a 16,8 milioni di tonnellate (Mt), salite a 24,6 nel 2000 (+ 46% in dieci anni). Secondo le

proiezioni del PEARS entro il 2015 le emissioni dovrebbero arrivare di 27 Mt considerando

interventi di efficienza; senza di questi interventi il livello salirebbe a 29 Mt di CO2. Se a questo

che si dovranno pagare in applicazione delle norme della CE inerenti al Protocollo di Kyoto e che

vengono scaricati in bolletta, la convenienza all’impiego del carbone è solo per il produttore

d’energia.

alimentate in tal modo fanno parte della “riserva” o vengono attivavate in ore di punta o in

emergenza quando si può spuntare un prezzo più remunerativo.

perl’impianto Sarlux; anzi la sua combustione addirittura evita gli alti costi per lo smaltimento che

graverebbero sul processo di raffinazione. Secondo le norme del CIP6/92 l’energia prodotta viene

assimilata a quelle da fonti rinnovabili e viene acquistata a prezzo incentivato; secondo le decisioni

ministeriali, che il PEARS ignora, tale produzione continuerà ad avere le incentivazioni e la priorità

di dispacciamento fino al 2020. Una incentivazione privata e non sociale che vede scaricati sul

mercato isolano, attraverso la bolletta, gli alti costi di acquisto nel “borsino dell’energia”dove

valgono i criteri della zone di mercato ( la Sardegna, settima zona, fa registrare i prezzi più alti).

Come già scritto nelle considerazioni generali i costi “esterni” in termini di aumento della morbilità

o mortalità, seppur a carico dei cittadini, non vengono mai presi in considerazione. In Sardegna per

l’assenza di un efficace sistema di monitoraggio delle emissioni e delle ricadute sanitarie (il registro

tumori è presente solo nella provincia Sassari) è più facile scaricare sulla collettività i “costi esterni”

dell’inquinamento; la valutazione dell’ influenza negativa dell’inquinamento industriale sulle altre

attività produttive tradizionali quali l’allevamento e l’agricoltura, non viene presa neanche in

considerazione. Da un calcolo approssimativo (approssimative per difetto sono le dichiarazioni per

autocertificazione sulle emissioni) i “costi esterni” dell’inquinamento si aggirano in Sardegna

intorno agli 800 milioni di Euro. Gli estensori del piano non solo non considerano questi costi, ma

sembrerebbero considerare gli obiettivi dei protocolli internazionali (come quello di Göteborg o di

Se nel PEARS è presente un richiamo formale ai valori di emissione di CO2 e delle emissioni

acidificate a cui il protocollo di Kyoto e Göteborg fanno riferimento, mai vengono citati i particolati

in quanto contenenti non solo sostanze che possono avere un’ azione irritante e/o pro-flogistica

fatto un riferimento all’assenza di un serio controllo istituzionale sull’emissioni.

delle maggiori fonti antropogeniche di inquinanti atmosferici. Fra questi gli idrocarburi aromatici e

numerosi elementi metallici (fino a 50 presenti nel carbone e fino a 30 negli oli combustibili).

Quest’ultimi, dopo essere stati mobilizzati dalla combustione del carbone e o dell’olio tendono a

condensarsi nelle ceneri volatili (fly ash) e nel particolato le cui dimensioni variano da pochi

micron( PM10, PM2,5) a quelle ultrafini (UFP-PM 0,1) e alle nano-particelle (NP) di dimensioni

inferiori a 100 nm (nm=nanometro, un nanometro=10-9 metri, ossia 0,001 micron). Considerato che

l’area di superficie per unità di massa aumenta con il decrescere della dimensione delle particelle, la

concentrazione di elementi metallici e’ maggiore nella loro frazione più fine, submicronica ,

totalmente respirabile. Analogamente il rapporto fra superficie e numero totale di atomi e molecole

cresce in maniera esponenziale con il decrescere delle dimensioni delle particelle, il che spiega

perché le NP abbiano un’attività biologica più intense, a parità di massa, di particelle di dimensioni

superiori

Per molti degli agenti che compongono l’inquinamento atmosferico, incluso il particolato, non

esiste un valore di soglia al di sotto del quale vi sia l’evidenza di un’assenza di rischio. Per il

particolato, in specifico, effetti dannosi sono stati riportati per livelli vicini al background naturale

che e’ attorno ai 6 microgr/m3 .Il mancato richiamo nel piano alle normative UE e statali sulla

salvaguardia della qualità dell’aria, quali il D.Lgs 351/99 “attuazione della direttiva 96/66 CE”, è

espressione della non conoscenza di come gli impatti ambientali possano influire sulla salute

dell’uomo. Per quanto ormai sia ben conosciuta la relazione fra effetti nocivi e dimensioni del

particolato, vari studi concordano sull’evidenza che il PM 2,5 sia più nocivo del PM 10, e che la

frazione ultrafine, che include le nano particelle, quelle cioè di dimensioni inferiori a 100nm, possa

indurre una serie di eventi avversi a livello polmonare e cardiocircolatorio e, verosimilmente, anche

esiste una rete pubblica di monitoraggio della qualità dell’aria distribuita su territorio; timidamente

si sta introducendo il rilievo del PM10, mentre del PM2,5 ,del PUF e delle nano particelle si ignora

l’esistenza.

mentre si indirizzano risorse per dare credibilità al marketing del “carbone pulito” In tale campo le

tecnologiche degli ultimi 20 anni sono prevalentemente indirizzate a migliorare la resa energetica e

in parte a migliorare la qualità delle emissioni con l’introduzione dei filtri a manica e scrubber

(denitificatori e desolfuratori) che hanno consentito una riduzione delle emissioni di polveri totali ,

ossidi di azoto e di zolfo. Le problematiche inerenti le poveri fini e ultrafini (PM 2,5 e PM 0,1) e

NP rimangono irrisolte; così come quelle relative all’ emissione di arsenico, altri metalli e isotopi

radioattivi; Per quanto riguarda l’ipotesi della segregazione geologica della CO2, la Commissione

stimati per lo sviluppo della tecnologia CCS - Carbon Capture and Storage - sono superiori ai 70

euro per tonnellata e rendono proibitive le spese per l’applicazione di tale tecnologia su larga

scala». La sicurezza del confinamento della CO2 su tempi elevatissimi, prevenendo sia un possibile

lento rilascio verso l’atmosfera, sia un rilascio più rapido, per esempio in presenza di eventi sismici,

Abbiamo già scritto dell’estrema vulnerabilità intrinseca di un sistema energetico basato sulla

concentrazione di potenza elevata in grandi poli di generazione elettrica; un qualsiasi inconveniente

che comporti l’isolamento di un polo produttivo dalla rete per cause tecniche, e/o incidenti può

provocare l’interruzione dell’erogazione di energia in vaste aree della regione; abbiamo inoltre già

ricordato come la presenza in rete di una grande quantità di energia prodotta senza obbligo di

regolazione porti ad un tempo elevato per anno di interruzioni improvvise.

Viceversa, un sistema fondato su reti locali di fornitura di energia prodotta in impianti di piccola

taglia, concepito come un sistema di maglie connesse alla rete dello Stato, può garantire la

flessibilità, la sicurezza e la continuità non solo sul fronte degli approvvigionamenti, ma anche sul

fronte dell’erogazione dell’energia (o meglio dei servizi energetici), ragion d’essere di un sistema

che crea le condizioni favorevoli ad una progressiva espansione dell’utilizzo delle fonti energetiche

rinnovabili. La richiesta dell’utenza di un servizio di distribuzione più flessibile ed affidabile,

nonché ragioni di sicurezza e di interdipendenza geopolitica, spingono in questi ultimi anni verso un

modello di generazione distribuita.

Non sembra che il PEARS si muova in tale senso: si punta su nuovi impianti di grande potenza a

carbone e si limita l’impiego dell’eolico. Si fa leva sulla percezione negativa dell’impatto visivo sul

attraverso Parchi Eolici da localizzare nelle aree industriali. Per la ANEV (Associazione Nazionale

Energia dal Vento) la Sardegna è una regione strategica per lo sviluppo dell’eolico in Italia. Nel

2007 la potenza eolica complessiva sull’Isola ha raggiunto i 367 MW; nulla a confronto dei 217

MW e dei 133 MW installati, rispettivamente, in Puglia e in Sicilia nel solo 2007. A causa

dell’opposizione dell’Amministrazione regionale, sono ancora molti i progetti bloccati. Nel 2008 si

è registrata l’inaugurazione del parco eolico Fri-el Green Power di Campidano di 70 MW, e nei

primi mesi del 2009, dovrebbero essere allacciati in rete altri 100 MW a Villaurbana, un progetto di

Greentech. In questo modo la potenza eolica installata si avvicinerà al limite di 550. Tuttavia

nell’Isola la crescita dell’eolico potrebbe essere almeno 5 volte tanto. Le stime sul potenziale eolico

oscillano infatti tra 2.750 e 5.400 MW. Anche assumendo la stima più bassa, la Sardegna potrebbe

produrre circa 5,5-6 miliardi di kWh (TWh), pari a circa il 50 per cento degli attuali consumi

elettrici totali, che nel 2004 erano di 11,4 TWh ; secondo la fonte ANEV, installare entro il 2020una

potenza di 1750 MW, darebbe lavoro a oltre 7.000 persone Per realizzare questo potenziale,sarebbe

necessario circa il 3 per cento della superficie regionale.

In questa visione dell’ ANEV, mediata da alcune azioni eclatanti portate a segno da una nota

associazione ambientalista, manca comunque una visione di insieme che armonizzi l’ inserimento

dell’eolico e delle altre fonti di energia rinnovabile ( solare fotovoltaico e termico) nella rete di

distribuzione isolana; le alte potenze e le alte produzioni ipotizzate, anche queste ben superiori a

quelle necessarie per l’esigenze dell’isola, vedono sempre la Sardegna come luogo dove cercare

opportunità per altri e non per la comunità sarda. Tenendo conto dell’ importante mancanza dei

“costi esterni”socio-sanitari della produzione eolica relativi all’assenza delle emissioni, permangono

quelle relative al “consumo” del bene paesaggio ( al 3% del territorio vanno aggiunti le servitù

visive relative alle caratteristiche territoriali dei siti). Sarebbe interessante a partire dall’eolico , ma

includendo anche le altre forme di produzione industriali di energia (con potenza superiore al MWe

) che godono di aiuti statali (CIP6 e Certificati verdi), se il PEARS prevedesse la destinazione

veniva proposto una CTI (centrale termica integrata) con una potenza di 20 MWe da rifiuti e di 20

MWe da biomasse. Contemporaneamente, nel piano energetico si propongono altre (sette) centrali a

“legna” per produrre energia elettrica da localizzare nei comuni con sicuro rifornimento di legna

(comuni montani) per una potenza stimata 135 MW e una produzione di 945 GWh/a. Solo per il

progetto Ottana, per raggiungere le 300.000 t/a di cui parla il PEAR occorrerebbe tagliare l’intero

bosco e non ci si potrebbe certo limitare alle ripuliture: un ritorno ad un triste passato che la storia

delle foreste sarde ha conosciuto. Il sospetto di far ricorso a termovalorizzatori alimentati a

biomasse per trasformarle in seguito in “eliminatori di rifiuti” (vedi il caso di Brescia), una volta

che sia stata constatata l’impossibilità di ottenere le stimate quantità di legname, è confermato

analizzando gli atti della gara per la manifestazione di intenti per la costruzione dell’impianto, come

risulta dalle dichiarazioni del rappresentante del comune nella commissione di gara e come riportato

Se consideriamo la combustione di CDR (combustibile da rifiuto) nella sua composizione come

rifiuti destinati alle discariche, al fine di prevenire e ridurre il più possibile le ripercussioni negative

sull’ambiente e favorire la riduzione della frazione biodegradabile (non di quella non

biodegradabile!), da conferire in discarica nell’arco di quindici anni.

riferimento all’art. 17, include tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del regime riservato

alle fonti rinnovabili, la frazione non biodegradabile ed i combustibili derivati da rifiuti disciplinati.

E’evidente che l’inclusione della frazione non biodegradabile dei rifiuti quali la plastica, non

rispetta l’obiettivo di eliminare la presenza di sostanze pericolose ai fini della combustione

(produzione di diossine furani) e sia finalizzata piuttosto a mantenete un potere calorifico inferiore

sufficientemente alto per ottenere un processo di combustione adeguato. Ciò è in contraddizione sia

con la direttiva UE che precisa che il rifiuto “…deve essere interpretato in conformità alle finalità

Le sovrastime di potenze e di produzione che caratterizzano il PEARS in tutte le progettualità di

settore, per quanto riguarda gli RSU, mette la Sardegna in condizioni di dover importare i rifiuti per

far fronte alle produzioni energetiche.

Questo emergeva già nel progetto CTI di Ottana. Infatti, supponendo che la produzione di 20 MWe

da rifiuti derivasse dalla combustione di un CDR con PCI di 3500 kcal/kg in una centrale dedicata

avente un rendimento globale del 25 %, sarebbe stato necessario utilizzare una quantità di

combustibile pari a circa 275.000 t/anno. La produzione di un CDR di questo tipo comporta una

resa ponderale rispetto al rifiuto di partenza che si situa (al massimo) nell’intervallo fra il 30 e il

40%. Per ottenere la quantità di CDR citata sopra, si dovrebbe perciò partire da una quantità annua

di RSU tal quale pari a circa 700.000 – 900.000 t. In pratica, per ottenere la potenza richiesta, si

dovrebbe impegnare tutta la produzione sarda annua di RSU che è di circa 850.000 t. .

Lo stesso ragionamento vale, come abbiamo visto, per le biomasse dove la proposta di impianti

superiori al MWe è in contraddizione con la creazione di filiere corte energeticamente e

del solare termico all’interno del capitolo sulle politiche per il risparmio energetico, senza peraltro

un articolato adeguato programma di sostegno dell’architettura bioclimatica sia con l’adeguamento

dei regolamenti edilizi che col potenziamento del recupero dell’architettura tradizionale. E’

puramente teorico il calcolo che prevede nel 2010 un risparmio energetico di ~1.252GWh/

derivante dalla sostituzione dello scaldabagno elettrico con il solare termico per tutte le 570.845

famiglie sarde. Un programma di diffusione dei pannelli solari che non preveda formule d’incentivo

necessitano anch’ essi di un forte sostegno finanziario pubblico(D.A 28.07.2005). Anche in questo

caso è preferibile finanziare piccoli impianti ( con taglie standardizzate e modulari da 2/40 KW)

diffusi sul territorio, realizzati da privati cittadini o aziende, piuttosto che impianti fotovoltaici di

taglia industriale; abbiamo già scritto come la creazione delle condizioni favorevoli ad una

progressiva espansione dell’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili, parta da un modello di

generazione distribuita. La diffusione, nelle piccole attività private e nelle famiglie, di una

tecnologia legata alle fonti rinnovabili quali il solare, necessita di sostegno finanziario pubblico per

dimensionata e inserita in un programma di ricerca applicata; si tratterebbe di investimenti basati su

essere attendibile anche se vanno presi in considerazione sia i fattori metereologici che gli usi multi

produzione di biodiesel e bioetanolo, si ipotizza l’uso di 39.000 ha di terreni incolti e abbandonati.

Come in altri settori, si sovra stima la disponibilità di tali colture. Le potenzialità di sfruttamento di

questa importante fonte di energia, sono legate ai limiti della nostra agricoltura, agli spazi

disponibili, alla frammentazione delle proprietà che impediscono di applicare schemi produttivi più

efficaci e rendere la biomassa prodotta in Italia competitiva con quella importata. Restano allora i

dubbi sulla opportunità, senza ricadute positive sulla nostra economia, di applicare defiscalizzazioni

e certificati verdi a prodotti importati (olio da palma indonesiano, olio vegetale di origine brasiliana

etc.), da paesi che spesso non garantiscono il rispetto delle norme ambientali. La Coldiretti, durante

interrompere le agevolazioni destinate alla costruzione di grandi impianti industriali per la

produzione di bioenergia, sostenuta da prodotti di importazione. Infatti, queste ultime hanno dei

bilanci energetici e ambientali negativi ai quali si sommano il consumo di carburanti per il

trasporto, l’inquinamento e i disboscamenti forestali nei paesi di origine.

D’altro canto non sempre i bilanci economici “tornano” per i produttori locali: un ettaro di

oleaginosa( girasole) può produrre in condizioni ottimali 3,5 t di semi che, venduti a 20 cent

euro/Kg, danno una resa lorda all’agricoltore di 700 euro, a cui vanno sottratti 565 euro di costi

totali per una redditività complessiva di 135 euro. L’ alternativa potrebbe essere la produzione di

13,6 quintali di olio raffinato da vendere per la trasformazione industriale, del valore di 856 € (0,48

euro al Kg). A questo calcolo va poi aggiunto il panello di estrazione i cui costi sono, per 20,4

quintali ( al prezzo di vendita di 11 euro a quintale, come da panello di girasole proteico al mercato

di Ravenna), un totale di 224 €. Il valore lordo dei due prodotti è quindi di circa 1000 € a ettaro,

escludendo le spese di raccolta dei semi e l’estrazione.

Il sistema dei certificati verdi (Decreto Bersani, 16 marzo 1999), prevede un incentivo alla

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili con impianti da almeno 50 MWh (dal 2004). Il

prezzo al 31/01/06 di questi certificati è di 0.09 euro/KWh che, se sommato alla remunerazione

media di energia elettrica che nel 2005 è stata di 0.08 euro/KWh, dà un importo complessivo di 0.17

euro per KWh.Un fornitore di energia elettrica con gli incentivi di cui sopra, da un ettaro di girasole

può ricavare 200 milioni di KJ (olio + stocchi + panello) che corrispondono a 13.800 KWh erogati

(1KWh = 3600KJ, e rendimento dell'impianto di cogenerazione = 25% circa) i quali, venduti al

gestore di energia elettrica, danno un importo lordo complessivo di 2.300 euro/ettaro. Nel caso che

l'ettaro fosse coltivato a sorgo fibroso, la rendita sarebbe addirittura dell'ordine di 5.000 euro. E’

evidente che se i benefici degli incentivi fossero indirizzati ai produttori primari, potrebbero

sostenere la redditività del settore agricolo e non solo l'industria di trasformazione.

Il progetto Clivati prevede il montaggio ad Ottana di due enormi motori diesel marini che

azionerebbero due dinamo che produrrebbero elettricità per 30 MWe o per il doppio, secondo

alcune fonti di stampa addirittura sino a 70 MWe. Si tratterebbe di costruire ad Ottana due gruppi

elettrogeni giganteschi, alimentati ad olio di palma indonesiano. L’affare risulterebbe favorevole

solo da un punto di vista di utile economico del privato, perché pur dovendo acquistare all'estero

l'olio di palma, trasportarlo ad Ottana con autobotti da Oristano e quindi in completa diseconomia, il

fatto di utilizzare l’olio vegetale permetterebbe di lucrare sulle agevolazioni fiscali e tariffarie legate

ai certificati verdi. L’affare dell’olio di palma è ben conosciuto a livello internazionale perché

messo in relazione alla progressiva distruzione della foresta pluviale e all’ aumento di emissioni

locali e globali diCO2 . La presenza di questi mega bruciatori Diesel potrebbe in futuro favorire

l’impiego di oli esausti. Mai viene considerato nel progetto il peggioramento della qualità dell’ aria

nell’ area di Ottana. La necessità di tale produzione viene messa in relazione alla produzione

energivora del Pet da parte dell’ Equipolymer:

L’ applicazione di una corretta politica di risparmio energetico che veda tale produzione partire dal

riciclo del Pet, consentirebbe un risparmio energetico del 70% incrementando i posti di lavoro nella

Il rispetto degli obiettivi del protocollo di Kyoto e il raggiungimento dei nuovi obbiettivi della

comunità Europea comporta una revisione delle politiche energetiche finora perseguite con

articolazione di obiettivi locali.

1. La realizzazione del cavo SAPEI permetterà di importare l’energia corrispondente alla

potenzialità del cavo e ridurrà la necessità della riserva di potenza. Per cui alcune centrali

termoelettriche potranno essere chiuse. Va riaffermato il principio che in Sardegna deve

essere prodotta l’energia necessaria ai consumi interni; la realizzazione dal cavo SAPEI

deve essere usato per l’abbattimento dei costi energetici in Sardegna e non per l’ulteriore

incremento dei costi “esterni”. L’ipotesi di costruzione di nuove centrali termoelettriche

deve essere scartata. Ciò consentirebbe l’ immediata riduzione delle emissione del 20%

secondo gli accordi internazionali senza incorrere in procedure di infrazione che

graverebbero ulteriormente sull’economia sarda.

2. Le condizioni di salute della popolazione sarda, particolarmente di quella che vive nelle 18

aree a forte impatto ambientale ( oltre 900 000 persone ), come rilevato da più studi è

evidente compromessa. E’ necessario un serio programma di monitoraggio delle emissioni e

delle dismissione delle attività industriali presenti in tali aree. Nei due siti (Porto Vesme e

Porto Torres) già riconosciuti come di “interesse nazionale” è prioritaria la pianificazione di

un serio programma di bonifica e risanamento ambientale che veda lo Stato come garante

per le risorse finanziarie necessarie.

3. La riduzione dei consumi energetici del 20% al 2020 non può essere raggiunta puntando

solo sulla riduzione dei consumi energetici di tipo domestico ( vedi certificazione

energetica delle nuove costruzioni), ma deve partire dalla riconversione di un sistema

produttivo energivoro e a bassa efficienza; la creazione di filiere produttive che partono dal

riciclo delle materie ( vedi alluminio e Pet) può portare alla creazione di un sistema

produttivo con forti ricadute occupazionali e a basso impatto ambientale; tali premesse sono

alla base di uno sviluppo diffuso e sostenibile del’isola.

4. L’incentivo all’impiego di fonti rinnovabili ( eolico e solare) deve riguardare prima di tutto

unità di produzione di taglia medio-piccola (da qualche decina/centinaio di kW a qualche

MW); il raggiungimento di un 20% di produzione da FER deve avvenire attraverso la

generazione distribuita(GD) dell’energia elettrica da fonti energetiche primarie di tipo

rinnovabile, quali sole e vento, diffuse sul territorio .Tale condizione è il presupposto per un

servizio elettrico di qualità non gravato da un elevato numero di interruzione improvvise che

caratterizza il servizio odierno .

5. La destinazione sociale e non privata delle incentivazioni ( CIP6 e certificati verdi) deve

interessare le produzioni da energia assimilata quale indennizzo per i “costi esterni”, sanitari

e sociali che tali produzioni comportano.

6. la gestione dei rifiuti in Sardegna, adeguando il Piano regionale dei Rifiuti, deve essere

indirizzata, tramite la raccolta differenziata, al recupero delle materie; il Piano Regionale dei

rifiuti non può essere subordinato al piano energetico, così da evitare errori di sovrastima

produttiva che necessita l’importazione di rifiuti extraregionali. La destinazione sociale e

non privata delle incentivazione ( CIP6 e certificati verdi) deve riguardare anche gli

inceneritori attualmente in funzione in Sardegna .

7. La gestione delle biomasse deve essere indirizzata allo sviluppo del settore agricolo e

pastorale. La valorizzazione della parte biodegradabile dei rifiuti e delle biomasse deve

essere indirizzata prioritariamente alla produzione di compost. La coltivazione e le

produzioni di tipo alimentare devono essere incentivate attraverso una politica di

commercializzazione a filiera corta nell’ambito di un Piano regionale di risparmio

energetico.

Sassari 16 gennaio 2009

Vincenzo Migaleddu