Energia, centrali senza permessi. Impianti fermi per 3 miliardi

Prima di arrivare alla transizione energetica l’Italia deve assicurarsi che ci sia la sicurezza energetica, ossia la capacità di sostenere il fabbisogno di energia elettrica nazionale. Dal 2008 non si costruiscono più centrali tradizionali, anzi molti impianti obsoleti sono stati dimessi. E purtroppo lo sviluppo delle energie rinnovabili non corre come dovrebbe. Così già dal 2019 si era pensato di far costruire nuovi centrali a gas o perlomeno potenziare o ammodernare quelle esistenti.

Sulla rampa di lancio, con l’obiettivo di entrare in funzione entro luglio 2023, ci sono oltre 20 impianti in grado di mobilitare investimenti complessivi fino a 3 miliardi di euro per 4 mila megawatt di capacità. Tra questi ci sono anche i due impianti a gas a ciclo aperto che Enel ha progettato per sostituire due delle quattro centrali a carbone che intende chiudere prima del 2025: Fusina e La Spezia, in quest’ultimo caso con l’obiettivo di spegnere il carbone entro il 2023, anche se Terna potrebbe autorizzarne la chiusura già da gennaio 2022.

In tutto oltre 1.300 megawatt, per un investimento complessivo superiore a 400 milioni. Ma in campo ci sono tutti i maggiori player italiani ed esteri: Edison, Ep, Eni, A2A ma anche le acciaierie come Arvedi.

I lavori per questi impianti, peraltro, si tirano dietro un importante effetto sull’indotto: basti pensare che una quota consistente delle commesse per realizzare le turbine a gas le ha aggiudicate Ansaldo Energia, controllata all’88% da Cdp Equity.

Processo al palo

Ora, però, questo processo è fermo. Ancora una volta a tenere al palo la partenza dei lavori sono i permessi, colpa anche dei lockdown. Per questo motivo giovedì scorso il ministro per la transizione ecologica, Roberto Congolani, ha preso un’iniziativa inedita e coraggiosa adottando un atto di indirizzo che ha rivolto a Terna e all’ Autorità per l’energia. La possibilità di costruire nuovi impianti è legata al capacity market, mercato della capacità partito dal 2019, che nella sostanza consente a utility e altri soggetti di partecipare alle aste indette da Terna impegnandosi a fornire capacità elettrica in un certo periodo, per la quale viene riconosciuto un premio sul prezzo. Esso consente una sorta di rendimento garantito per pianificare e rendere bancabili simili investimenti di lungo periodo.

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