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Questo articolo è stato pubblicato il 23 ottobre 2014 alle ore 06:41.

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Fra le centrali destinate al lucchetto ci sono grandi impianti che segnano la storia dell'industria e insieme segnano il paesaggio di alcune parti d'Italia. Ecco Porto Tolle, una vecchia immensa centrale fra i canneti del delta del Po la cui ciminiera di 250 metri è il più alto edificio d'Italia, più dei grattacieli di Milano (231 metri la Torre Pella dell'Unicredit). Oppure Tavazzano, nella bassa lodigiana, costruita negli anni '50 dall'Edison, nazionalizzata dall'Enel, rifatta da zero negli anni '70, ceduta alla madrilena Endesa, trasformata in turbogas a ciclo combinato, passata alla tedesca Eon. Montalto di Castro, fra le maremme, pensata come centrale nucleare, stoppata dal referendum dell'87, completata per bruciare metano e olio combustibile, ripensata per il nucleare del piano dell'allora ministro dello Sviluppo economico Paolo Romani, ri-stoppata dal secondo referendum atomico del 2011. Per esempio Piombino, sulla costa sabbiosa e bassa che s'allunga verso Follonica, progettata per alimentare le acciaierie di allora. Oppure Brindisi Nord, nel porto, che per i contenziosi locali contro il deposito di carbone dovette usare il carbonile istriano di Capodistria. E poi San Filippo del Mela, nel messinese, la centrale che ha contribuito a rendere superbamente orgogliosi i prezzi della corrente elettrica sicliana. E tante altre centrali.
In tutto, sono 41 gli impianti vecchi e nuovi che potrebbero spegnere le caldaie e staccare gli interruttori per sempre. Alcuni sono destinati di sicuro allo smantellamento e a diventare qualcosa di diverso. Altre centrali invece saranno congelate nella cosiddetta riserva fredda, da riavviare in caso di catastrofe nazionale. Altre ancora saranno riserva calda, cioè spente ma con il serbatoio pieno e la batteria carica. Altre centrali dell'elenco dei 41 impianti a rischio invece non chiuderanno.
Nei giorni scorsi l'amministratore delegato dell'Enel, Francesco Starace, ha elencato davanti al parlamento le prime nove centrali della ventina per le quali la chiusura è già stata decisa: Trino Vercellese, Marghera, Alessandria, Campomarino (Campobasso), Carpi (Modena), Camerata Picena (Ancona), Bari, Giugliano (Napoli), Pietrafitta (Perugia). Ma Starace non ha detto gli altri nomi. Eccoli: Genova (sotto la Lanterna), Levi Cavour nel Vercellese, Bastardo nel Perugino, la centrale calabrese a biomasse di Larino, Maddaloni (Caserta), Livorno, Augusta (Siracusa), la grande centrale di Rossano Calabro, in Sicilia c'è Porto Empedocle, e la centrale sarda del Sulcis a Portoscuso.
Che siano impianti con tecnologia innovativa o vecchie caffettiere sbuffanti, tutte queste centrali hanno due caratteristiche: non rendono e non sono flessibili. Alcune sono solamente una voce di costo, e ogni accensione ne aggrava i conti. Non a caso l'impianto monstre di Porto Tolle è spento da cinque anni. Troppa offerta sul mercato – sono sufficienti un vento più intenso o un sole più smagliante del solito per riempire di chilowattora la rete – e i consumi non decollano ancora. Sotto le 2mila ore di lavoro l'anno – un anno ne contiene 8.760 – soffrono i conti di una centrale termoelettrica.
Ci sono paure per la perdita di occupazione. Ma con ogni probabilità quasi tutti i dipendenti delle centrali saranno salvati.
Chiudere gli impianti potrebbe generare un "effetto Opec": come i Paesi petroliferi stringono i rubinetti quando il prezzo scende troppo, così le società elettriche possono usare le chiusure per ridurre un po' l'offerta e svegliare un po' i prezzi.
Per renderne rimunerativi gli impianti al limite della sostenibilità economica, da tempo si discute se introdurre un mercato della capacità ("capacity payment"). Le centrali fuori mercato potrebbero "vendere" la disponibilità a essere accese nei momenti difficili come una crisi internazionale, una domanda inattesa, un giorno infelice per sole e vento. Per convincere le aziende elettriche, il mercato della capacità prevede un piccolo incentivo, poco appetitoso ma sufficiente per le centrali che sono al confine della redditività. Questo mercato non può essere allestito da Terna e dal Gse prima di un anno, cioè un tempo oltre la sopportazione di diversi bilanci aziendali, ormai nell'ordine delle settimane o di pochi mesi.
In alternativa Terna può acquistare energia con contratti pluriennali.
Queste soluzioni hanno una caratteristica. Pesano sulla bolletta elettrica dei consumatori, la più salata d'Europa. Non sarà facile far digerire agli italiani il fatto che essi pagano sulla bolletta gli incentivi per pagare le energie rinnovabili che spengono le centrali termoelettriche, e che pagheranno gli incentivi per salvare le centrali termoelettriche spente dalle energie rinnovabili.
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