PROGETTO DI PIANO ENERGETICO...

Regione Autonoma della Sardegna

Assessorato dell’Industria

PROGETTO DI PIANO

ENERGETICO REGIONALE

Aggiornato all’anno 2002

VOLUME I

ELABORAZIONE TECNICO-SCIENTIFICA A CURA DI

Dipartimento di Ingegneria del Territorio Con la collaborazione di Facoltà di Ingegneria

Università degli studi di Cagliari

Direttore Prof. Dott. Giovanni Barrocu Servizio Energia Ass.to Industria R.A.S. GRTN - Cagliari

Sezione di Energetica e Fisica Tecnica Enel Produzione - Cagliari Responsabile scientifico: prof. Ing. Paolo G. Mura Enel Green Power - Cagliari

Enel Distribuzione – Cagliari Assessorato Difesa Ambiente R.A.S.

DICEMBRE 2002



PROGETTO DI PIANO

ENERGETICO REGIONALE

Aggiornato all’anno 2002

Gruppo di lavoro

Prof. Ing. Paolo Giuseppe Mura Responsabile scientifico

Dott. Ing. Roberto Baccoli Dott. Ing. Ubaldo Carlini Dott. Ing. Sebastiano Curreli Dott. Ing. Gianfranco Dessanai Dott. Ing. Andrea Ibba Dott. Ing. Roberto Innamorati Dott. Ing. Bruno Manca Dott. Ing. Stefano Mariotti Dott. Ing. Gaetano Ranieri

Convenzione di Ricerca D.I.T.- R.A.S.- Ass. Industria del 02/08/2002



PIANO ENERGETICO REGIONALE

AGGIORNATO ALL’ANNO 2002

CAPITOLO II Il Sistema Energetico della Sardegna

Stato attuale

Dipartimento di Ingegneria del Territorio Università di Cagliari Direttore Prof. Dott. Giovanni Barrocu Sezione Energetica – Fisica Tecnica Responsabile scientifico: Prof. Paolo Giuseppe Mura

Dicembre 2002

ASSESSORATO DELL’INDUSTRIA – REGIONE SARDEGNA – PIANO ENERGETICO REGIONALE 2002 1

Dipartimento Ingegneria del Territorio – Settore Energetica - Fisica Tecnica

Definizioni Il sistema energetico regionale (o complessivo) se si considerano le strutture sovrapposte al territorio geografico è costituito da diversi sottosistemi:

a) Sottosistema di approvvigionamento delle fonti di Energia primaria b) Sottosistema dell’energia elettrica c) Sottosistema dei combustibili

Il sottosistema elettrico si può considerare costituito da “settori” o “comparti” - il comparto della generazione elettrica da fonti primarie o secondarie - il settore delle reti di trasmissione, trasformazione, distribuzione - il settore delle utenze elettriche che determinano la domanda finale

Il sottosistema dei combustibili si può pensare costituito - il comparto di produzione dei diversi combustibili (ad esempio

raffineria) - il trasporto e distribuzione (reti di autobotti, oleodotti, gasdotti) - le utenze (motori, bruciatori, processi termici)

Le diverse forme di energia alimentano “settori” delle strutture sociali umane ove si svolgono le diverse attività o processi che hanno bisogno di energia, è utile distinguere e raggruppare le utenze nei seguenti settori di impiego:

- settore dei trasporti - settore agricoltura, pesca, zootecnia - settore civile articolato in subsettore residenziale e subsettore terziario

o servizi - settore industriale (articolato in diversi subsettori: chimica, meccanica,

manifatturiera)

Parte prima - Caratteristiche del bilancio energetico II.1. Dati di base del Sistema Energetico dell’Italia e della Sardegna

Il Progetto del Piano Energetico Regionale della Sardegna, nonostante le leggi più recenti stiano costituendo scenari di tendenza basati su tecnologie e fattori economici che non esistevano fino al 1999, non può non tener conto dell’andamento storico dell’ultimo decennio. Per un’analisi di dettaglio dei dati storici e dei bilanci si Energia si rinvia alla trattazione estesa che di questa materia presenta il Progetto di P.E.R. del 1998; qui ci limitiamo a richiamare sinteticamente nella Tab.1 i dati salienti del Bilancio di Energia dell’Italia.



Tab.1 - Bilancio di sintesi dell’energia in Italia (fonte Enea)



Inoltre data la rilevanza che il Sistema Elettrico riveste anche in Sardegna, merita una particolare attenzione l’analisi dei dati storici della produzione e della domanda di Energia Elettrica per l’Italia e per la Sardegna, fig.1a, fig.1b, fig. 2, fig. 3.

Fig. 1a - Energia richiesta sulla rete (fonte GRTN)

Fig.1b - Energia richiesta sulla rete (fonte GRTN)



Fig.2 - Consumi per categoria di utilizzatori (fonte GRTN)

Fig.3 - Superi e deficit della produzione di energia elettrica rispetto alla richiesta in Italia nel 2000;

(fonte GRTN) Riteniamo utile far rilevare i consumi specifici di energia elettrica pro capite nel 1998 (fonte ENEA):

Italia 4,42 MWh/abitante

Sardegna 5,58 MWh/abitante Il confronto di questi indici rivela la presenza di caratteristiche e anomalie del sistema energetico della Sardegna che devono essere mitigate.



Si noti (figure 1a e 1b) che l’Italia presenta un deficit di energia elettrica nel 1999 di –42.010 GWh, pari al 14,7%; la Sardegna nel 1999 ha presentato un deficit di produzione di –688 GWh, pari al 6,4%.

Dalla tabella della figura 3 si nota che molte Regioni della Penisola, come la Liguria, la Puglia e il Lazio, esportano Energia Elettrica verso altre Regioni deficitarie.

La nuova cultura basata sulla verifica di compatibilità Energia-Ambiente e l’impegno assunto al rispetto del Protocollo di Kyoto rendono necessario includere, tra i dati da assumere a base del Progetto del Piano Energetico, anche i flussi di inquinanti direttamente o indirettamente connessi con i processi d’uso dell’energia. Ad esempio l’uso di un carbone fossile come fonte primaria per la produzione di Energia elettrica comporta, oltre alla emissione di CO2, anche la emissione di SO2 e di ceneri; oppure, se si vuole evitare la emissione di anidride solforosa si devono adottare i processi di desolforazione che evitano la emissione di SO2 nell’atmosfera ma producono gesso impuro trasformando la pietra calcarea ed emettendo ulteriore CO2. È noto inoltre che alcuni carboni emettono nell’atmosfera anche sostanze radioattive.

Tener conto di tutte le emissioni inquinanti connesse con le diverse catene energetiche è molto complesso; nessuna forma di energia primaria, anche se disponibile nei cicli naturali come l’energia solare e l’energia eolica, quando viene captata ed utilizzata è esente dal causare alterazioni ambientali. Tuttavia, poiché l’alterazione dell’equilibrio termodinamico e climatico del Pianeta è fortemente dovuto alla emissione in atmosfera dei gas che alterano l’effetto serra (o effetto vetro) naturale dell’atmosfera, la Conferenza UN-FCCC mediante il Protocollo di Kyoto ha assunto le emissioni dei gas-serra (GHG) come elemento inquinante fondamentale da tenere sotto controllo. Pertanto presentiamo nella figura 4 il bilancio di emissioni di CO2 per attività in Sardegna nel 1990 e nella tabella 2 le emissioni di CO2 per attività relative all’Italia ed alla Sardegna per l’anno 1999.

Fig.4 - Bilancio di emissioni di CO2 in Sardegna nel 1990 (fonte ANPA).



Tab.2 - Emissioni di CO2 nel 1999 suddivise per attività (fonte ANPA).



II.1.1. Analisi dei dati di sintesi dei bilanci energetici

In questo paragrafo si analizzano in dettaglio, i dati di sintesi del bilancio energetico regionale (BER) relativi all’ultimo aggiornamento del 1999 (tabella 4: fonte ENEA: Rapporto Energia e Ambiente 2002- vol. 2 - I dati). Si richiama e si ripresenta inoltre il bilancio energetico di sintesi nazionale (BEN) del 1999 (tabella 3) allo scopo di confrontarlo con il sistema energetico regionale che presenta, come si evince dall’elaborazioni (figure 5-16), una forte dipendenza dai prodotti petroliferi a causa di un’assoluta assenza di gas naturale.

In sintesi, il sistema energetico della Sardegna presenta le seguenti caratteristiche:

Pressoché totale dipendenza energetica dall’esterno (Sardegna 98 %, Italia 82 %);

Assenza di diversificazione delle fonti di energia primaria, specie in

conseguenza dell’indisponibilità del gas naturale (presente nella penisola con una percentuale pari al 31 %), con una dipendenza dal petrolio del 93 % (Italia 50%) da combustibili solidi 4 % (Italia 7 %) dall’energia elettrica primaria del 3 % (Italia 12%);

Produzione di energia elettrica basata essenzialmente sugli impianti

termoelettrici (Sardegna 98 % della produzione, 79 % Italia) con un’incidenza dei prodotti petroliferi dell’88 % (36% Italia) e con assoluta mancanza del gas naturale, mentre in Italia l’incidenza del gas naturale sulla produzione di energia elettrica totale è di circa un terzo;

Consumi finali per usi energetici caratterizzati da un’incidenza dei prodotti

petroliferi del 76% (Italia 47%) e dell’energia elettrica del 24 % (Italia 18 %) sempre per via, in primo luogo, della mancanza di gas naturale (nella penisola il gas naturale è disponibile negli usi finali per una percentuale del 30%);

Elevata concentrazione in Sardegna di settori industriali ad elevata

intensità energetica con una maggiore quota di impegno nel settore industriale (Sardegna 41 %, Italia 31 %) e una minore quota nel settore civile (Sardegna 17 %, Italia 33 %) e con una maggiore quota di impiego di energia primaria per usi non energetici (Sardegna 13 %, Italia 4%);

Elevata intensità energetica del sistema economico sardo (Sardegna 161.5

tep/Milioni euro-lire 95, Italia 124,8 tep/Milioni euro-lire 95) ed elevata intensità elettrica del sistema economico sardo (Sardegna 493.7 MWh/Milioni euro-lire 95, Italia 240,3) indici di minore efficienza del sistema.

L’analisi dei dati storici e quella condotta nel PER ’98, mostra sostanzialmente la

medesima situazione del sistema energetico della Sardegna sopra descritta relativa all’anno 1999; la causa di questo è che poco è cambiato, l’isolamento dato dalla mancanza delle infrastrutture del gas naturale e della realizzazione del metanodotto, non hanno portato gli attesi benefici perchè il sistema di trasformazione dell’energia, e i settori fondamentali quali quello industriale, quello civile e dei trasporti, non hanno finora potuto utilizzare il gas naturale per aumentare le loro efficienze e lo sviluppo come invece è avvenuto nella penisola. La diversificazione delle fonti energetiche, necessaria per il riequilibrio delle fonti energetiche primarie deve essere perseguito anche con un adeguato contributo delle fonti endogene ed un sfruttamento delle risorse rinnovabili locali (in particolare energia eolica e solare) in linea con le direttive europee.

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Fig. 5 - Usi finali di energia in Sardegna nel 1999 [ktep]

Fig. 6 - Usi finali di energia in Italia nel 1999 [ktep]



Fig. 7 - Usi finali di combustibili nella Sardegna nel 1999 [ktep]

Fig. 8 - Usi finali di combustibili in Italia nel 1999 [ktep]



Fig. 9 - Usi finali di energia elettrica nella Sardegna nel 1999 [ktep]

Fig. 10 - Usi finali di energia elettrica in Italia nel 1999 [ktep]



Fig. 11 - Consumo interno lordo disaggregato per fonti energetiche

BER - Sardegna - 1999 [ktep]

Fig. 12 - Consumo interno lordo disaggregato per fonti energetiche BEN - Italia - 1999 [ktep]



Fig. 13 – Fonti energetiche del sistema di trasformazione di energia elettrica BER - Sardegna - 1999 [ktep]

Fig. 14 – Fonti energetiche del sistema di trasformazione di energia elettrica BEN - Italia - 1999 [ktep]



Fig. 15 – Consumo finale nell’industria disaggregato per fonti energetiche BER - Sardegna - 1999 [ktep]

Fig. 16 – Consumo finale nell’industria disaggregato per fonti energetiche BEN - Italia - 1999 [ktep]



Allo scopo di “legare” tra loro i dati relativi alle emissioni di anidride carbonica con quelli relativi ai bilanci energetici finora analizzati (in particolare gli usi finali dei principali macrosettori e le trasformazioni di energia elettrica) sono stati calcolati gli indicatori di emissione di CO2 (tabella 5) riferiti ai consumi energetici per la Sardegna e per l’Italia. Questo indicatore, espresso in ton CO2/tep, è molto importante perchè fornisce per le diverse attività un indice di emissione specifica per unità di energia.

Tab.5 - Indicatori regionali e nazionali di consumo energetico e di emissioni di CO2

(Elaborazione da Fonte ENEA e ANPA) Dall’analisi dei dati emerge che il settore termoelettrico ha un’emissione specifica di CO2 pari a:

Italia in kWh

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è evidente l’effetto benefico del Gas naturale sulle emissioni di CO2; infatti in Italia la produzione termoelettrica deriva per il 31% dal Gas naturale. Questo risultato deve essere tenuto presente nelle scelte della pianificazione energetica per il 2002.

ASSESSORATO DELL’INDUSTRIA – REGIONE SARDEGNA – PIANO ENERGETICO REGIONALE 2002


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Parte seconda IL NUOVO SISTEMA DEL MERCATO ELETTRICO LIBERO

Premessa

A seguito della nazionalizzazione, avvenuta nel 1963, solo l'Enel e le Aziende municipalizzate avevano il diritto di produrre, distribuire e vendere elettricità, gli altri operatori potevano generare elettricità unicamente per i propri consumi: operando così come autoproduttori.

Nel 1991, la legge n.9, ha liberalizzato la produzione dell'elettricità purché legata ad impianti di cogenerazione, fonti rinnovabili e utilizzo di rifiuti o residui con la possibilità di autoconsumare o di cedere alla rete nazionale.

Con l’emanazione del D. Lgs 16 marzo 1999, n. 79 (Decreto Bersani), l’Italia ha recepito la direttiva 96/92/CE concernente le norme per il mercato interno dell'energia elettrica comunitario.

Con questa legge termina il regime di monopolio del Mercato Elettrico e prende l’avvio il libero mercato dell’Energia elettrica in Italia; mentre in altre nazioni dell’Europa come la Francia ancora questa normativa non è stata attuata.

Con l’emanazione di tale decreto le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica sono libere, le attività di trasmissione e dispacciamento sono riservate allo Stato ed attribuite in concessione al GRTN (gestore della rete di trasmissione nazionale), mentre l'attività di distribuzione dell'energia elettrica è svolta in regime di concessione rilasciata dal Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato.

Il D. Lgs 79/99 prevede che la tariffa elettrica applicata ai clienti vincolati sia unica su tutto il territorio italiano.

Regime precedente Regime nuovo con D.L. 79/99

II.1 Produzione di Energia Elettrica

II.1.1 Autorizzazione dell’attività di produzione

L’attività di produzione è regolata da appositi decreti, previsti dal Dlgs n°79/99, contenente norme più snelle per l'autorizzazione alla costruzione e all'esercizio di nuovi impianti di produzione dell'energia elettrica o la modifica o il ripotenziamento di impianti esistenti, alimentati da fonti convenzionali.

L’unico limite posto dal suddetto Decreto Bersani è che dal 1° gennaio 2003 a nessun soggetto sarà consentito produrre o importare più del 50 per cento del totale dell'energia elettrica prodotta e importata in Italia.



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II.1.2 Concessioni idroelettriche

Il D.Lgs 79/99 ha stabilito che per le concessioni idroelettriche esistenti e per quelle nuove valgono le seguenti norme:

- le concessioni rilasciate all’ex monopolista Enel Spa sono prorogate fino al 2030

- si possono richiedere le concessioni in precedenza assegnate ad altri operatori, almeno 5 anni prima della scadenza delle stesse, presentando un programma di aumento dell'energia prodotta o della potenza installata, nonché un programma di miglioramento e risanamento ambientale del bacino idrografico di pertinenza. Il concessionario può comunicare all'amministrazione il proprio impegno alla realizzazione di un programma avente contenuto identico o migliorativo rispetto a quelli giudicati idonei.

- L'amministrazione competente rilascia la concessione, per un periodo trentennale, preferendo, a parità di condizioni, il precedente concessionario.

II.1.3 Autorizzazione delle quantità prodotte

A partire dal 2002 il tutto sarà regolato dalla Borsa dell’Energia, il cui funzionamento è chiarito in un capitolo a parte.

II.2. Trasporto di Energia Elettrica II.2.1 Autorizzazione degli agenti

Il D. Lgs n° 79/99 ha riservato allo Stato le attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica ed attribuite in concessione ad una nuova figura: il GRTN (Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale); il quale ha l'obbligo di connettere alla RTN (Rete di Trasmissione Nazionale) tutti i soggetti che ne facciano richiesta;

L'eventuale rifiuto di accesso alla rete deve essere debitamente motivato dal GRTN. Per l'accesso e l'uso della rete di trasmissione nazionale è dovuto al GRTN un corrispettivo determinato indipendentemente dalla localizzazione geografica degli impianti di produzione e dei clienti finali, e comunque sulla base di criteri non discriminatori. II.3 Distribuzione di Energia Elettrica II.3.1 Autorizzazione degli agenti

La distribuzione dell’energia elettrica in una determinata area territoriale viene data in concessione ad soggetto che ne abbia i titoli. Per l’assegnazione delle concessioni verranno indette apposite gare d’appalto.

Le imprese distributrici che operavano alla data di entrata in vigore del D. Lgs continuano a svolgere il servizio di distribuzione sulla base di concessioni rilasciate.

Le imprese distributrici hanno l'obbligo di connettere alle proprie reti tutti gli utenti che ne fanno richiesta.

Al fine di razionalizzare la distribuzione dell'energia elettrica, è rilasciata una sola concessione di distribuzione per ambito comunale (non superiore a un quarto di tutti i clienti finali in Italia) II.4. Il nuovo mercato dell’ Energia Elettrica

I decreti approvati dal Ministero dell’Industria e dall’attuale Ministero delle attività produttive dettano le norme per la Disciplina del Mercato elettrico, che prevede un’organizzazione la cui articolazione è di seguito descritta.



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II.4.1 Mercato dell’Energia elettrica “del giorno prima”

In questo mercato, sulla base di offerte di acquisto o vendita di Energia elettrica presentate dagli operatori, si scambia Energia elettrica e si formano i relativi prezzi dell’Energia per ciascuna ora del giorno successivo, in modo da garantire I’equilibrio di domanda e offerta



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II.4.2 Mercato di aggiustamento

Si svolge in due sessioni, la prima successiva al mercato del giorno prima e la seconda all’inizio del giorno a cui le contrattazioni si riferiscono, dove si rendono possibili variazioni degli impegni di acquisto e di vendita dell’energia rispetto a quelli contrattati sul mercato del giorno prima;

II.4.3 Mercato per la risoluzione delle congestioni

Si svolge in un’unica sessione successiva alla prima sessione del mercato di aggiustamento, nel quale vengono raccolte offerte degli operatori per incrementi o diminuzioni della produzione o dei consumi, che verranno utilizzate dal Gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN) per azioni di ridispacciamento finalizzate alla risoluzione di eventuali congestioni di rete e all’uso



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II.4.4 Mercato della riserva di Potenza elettrica

Anch’esso si svolge in un’unica sessione successiva al mercato per la risoluzione delle congestioni, nel quale, sulla base di offerte presentate dagli operatori, vengono selezionate le risorse che forniscono la potenza di riserva necessaria al GRTN per garantire la sicurezza del servizio elettrico;

II.4.5 Mercato di bilanciamento

E’ un mercato che si svolge in diverse sessioni, nel quale, sulla base di offerte presentate dagli operatori, si definiscono ordini di merito utilizzati dal GRTN per compensare gli scostamenti di immissioni e prelievi effettivi di energia elettrica sulla rete rispetto ai corrispondenti impegni assunti nel mercato del giorno prima e di aggiustamento.

II.4.6 Conclusioni

La Disciplina stabilisce le regole per la gestione delle offerte di acquisto e vendita dell’energia elettrica e della potenza, e per la determinazione dei prezzi. In particolare, prevede che eventuali congestioni relative ai vincoli di rete tra zone geografiche, definite dal GRTN come porzioni del territorio nazionale, siano gestite attraverso un’articolazione geografica dei mercati, con I’individuazione di zone di mercato. In questo caso, i prezzi dell’energia elettrica saranno diversi da zona a zona, riflettendo le caratteristiche della domanda e dell’offerta in ciascuna di esse.



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Eventuali congestioni di rete interne alle zone definite dal GRTN saranno risolte

utilizzando le offerte presentate dagli operatori sull’apposito mercato. La Disciplina stabilisce inoltre le regole di contrattazione dei “Certificati Verdi” nella

sede organizzata dal Gestore del mercato elettrico ai sensi dell’articolo 6 del Decreto 11/11/1999 del Ministro dell’industria. Essa prevede infine i requisiti e le modalità per l’ammissione degli operatori al mercato, per la gestione delle violazioni delle regole di mercato e per la risoluzione di eventuali controversie che dovessero nascere in tema di ammissione o di applicazione delle regole. II.5. Enti ed agenzie regolatori

II.5.1 Autorità per l'Energia elettrica e il gas

E' una struttura indipendente incaricata di produrre e gestire le regole per tutto il settore dell'energia secondo gli indirizzi previsti dalle leggi. L'Autorità in particolare regolamenta la struttura delle tariffe di fornitura ai clienti vincolati e la tariffa di vettoriamento nei contratti bilaterali



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II.5.2 Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN)

Il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) secondo l’art. 3 del D. lgs. 79/99, esercita, in regime di concessione esclusiva, senza avere la proprietà degli impianti, le attività di trasmissione, dispacciamento e gestione unificata della Rete di Trasmissione Nazionale, garantendo l’adempimento di ogni obbligo volto ad assicurare la continuità, la sicurezza, l’affidabilità, l’efficienza ed il minor costo del servizio e degli approvvigionamenti.

Inoltre il GRTN delibera gli interventi di manutenzione e sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale sulla base di apposite convenzioni che lo stesso GRTN stipula con i proprietari degli impianti, in conformità ad una convenzione tipo definita con Decreto del Ministro dell’Industria, del commercio e dell’Artigianato su proposta dell’Autorità, sentita la Conferenza unificata Stato-Regioni.

In attuazione di quanto previsto dal D. lgs. 79/99, il GRTN ha l’obbligo di connettere alla Rete di Trasmissione Nazionale tutti i soggetti che ne facciano richiesta, senza comunque compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche di connessione alla Rete.

Inoltre concorre a promuovere, nell’ambito delle proprie competenze e responsabilità, la tutela dell’ambiente e la sicurezza degli impianti; formula i piani di risanamento della Rete di Trasmissione Nazionale che si rendano necessari per ottemperare a disposizioni legislative di carattere ambientale o sanitario, verificandone la successiva attuazione. II.5.3 Acquirente unico (AU)

E' una S.p.A. costituita dal GRTN che ha la funzione di provvedere all'acquisto di energia necessaria a coprire il fabbisogno dei consumatori vincolati. L'Acquirente unico stipula contratti di vendita ai distributori a condizioni tali da garantire ai clienti vincolati parità di trattamento in termini quantitativi ed economici. II.5.4 Gestore del mercato (GME)

E' una S.p.A. costituita dal GRTN, che si occupa della gestione del mercato secondo criteri di neutralità e trasparenza permettendo la concorrenza tra i produttori e l'incontro tra la domanda e l'offerta di energia.



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Allegato: Definizioni 1 Autoproduttore E’ la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della società controllante e delle società controllate dalla medesima controllante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di produzione e distribuzione dell'energia elettrica, degli appartenenti ai consorzi o società consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili. 2 Clienti Sono le imprese o società di distribuzione, gli acquirenti grossisti e gli acquirenti finali di energia elettrica. 3 Cliente finale E’ la persona fisica o giuridica che acquista energia elettrica esclusivamente per uso proprio. 4 Cliente grossista è la persona fisica o giuridica che acquista e vende energia elettrica senza esercitare attività di produzione, trasmissione e distribuzione nei Paesi dell'Unione europea. 6. Cliente idoneo è la persona fisica o giuridica che ha la capacità, per effetto del decreto BERSANI, di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all'estero. 7. Cliente vincolato è il cliente finale che, non rientrando nella categoria dei clienti idonei, è legittimato a stipulare contratti di fornitura esclusivamente con il distributore che esercita il servizio nell'area territoriale dove è localizzata l'utenza. 8. Cogenerazione è la produzione combinata di energia elettrica e calore alle condizioni definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate. 9. Contratto bilaterale è il contratto di fornitura di servizi elettrici tra due operatori del mercato. 10. Dispacciamento è l'attività diretta ad impartire disposizioni per l'utilizzazione e l'esercizio coordinati degli impianti di produzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari. 11. Dispacciamento di merito economico è l'attività di cui al comma 10, attuata secondo ordini di merito economico, salvo impedimenti o vincoli di rete. 12. Dispacciamento passante è l'attività di cui al comma 10, condizionata unicamente da eventuali impedimenti o vincoli di rete. 13. Dispositivo di interconnessione è l'apparecchiatura per collegare le reti elettriche.



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14. Distribuzione è il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione per le consegne ai clienti finali. 15. Fonti energetiche rinnovabili sono il sole, il vento, le risorse idriche, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la trasformazione in energia elettrica dei prodotti vegetali o dei rifiuti organici e inorganici. 16. Linea diretta è la linea elettrica di trasporto che collega un centro di produzione ad un centro di consumo, indipendentemente dal sistema di trasmissione e distribuzione. 17. Piccola rete isolata è ogni rete con un consumo inferiore a 2.500 GWh nel 1996, ove meno del 5 per cento è ottenuto dall'interconnessione con altre reti. 18. Produttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell'impianto. 19. Produzione è la generazione di energia elettrica, comunque prodotta. 20. Rete di trasmissione nazionale è il complesso delle stazioni di trasformazione e delle linee elettriche di trasmissione ad alta tensione sul territorio nazionale gestite unitariamente. 21. Rete interconnessa è un complesso di reti di trasmissione e distribuzione collegate mediante più dispositivi di interconnessione. 22. Servizi ausiliari sono i servizi necessari per la gestione di una rete di trasmissione o distribuzione quali, esemplificativamente, i servizi di regolazione di frequenza, riserva, potenza reattiva, regolazione della tensione e riavviamento della rete. 23. Sistema elettrico nazionale: il complesso degli impianti di produzione, delle reti di trasmissione e di distribuzione nonché dei servizi ausiliari e dei dispositivi di interconnessione e dispacciamento ubicati nel territorio nazionale. 24. Trasmissione è l'attività di trasporto e trasformazione dell'energia elettrica sulla rete interconnessa ad alta tensione ai fini della consegna ai clienti, ai distributori e ai destinatari dell'energia autoprodotta ai sensi del comma 2. 25. Utente della rete è la persona fisica o giuridica che rifornisce o è rifornita da una rete di trasmissione o distribuzione.



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II.6 La Struttura del Sistema Elettrico della Regione Sardegna II.6.1 Situazione degli impianti di generazione al 2002

Il parco di generazione dell’Energia Elettrica della Sardegna, sintetizzato nelle quattro tabelle Tabella 6, 7, 8 e 9, e visualizzato nella carta di Figura 17 nominalmente è costituito da un sistema di generazione caratterizzato da una potenza lorda di 3203.9 MW; concorrono a costituire tale potenza 2647.7 MW provenienti da impianti di generazione termoelettrici, 436.5 MW provenienti da impianti idroelettrici, 15 MW provenienti da impianti a Biomassa e R.S.U.,102 MW provenienti da impianti eolici e 0.7 MW fotovoltaici. Le quattro tabelle suddividono il parco di generazione nei quattro settori relativi al settore termoelettrico convenzionale, Idroelettrico, Biomasse, R.S.U., Elettro-eolico e Fotovoltaico. Oltre alla potenza messa a disposizione dalle centrali situate nell’estensione del territorio della Sardegna è resa disponibile una ulteriore potenza di 250 MW grazie all’elettrodotto SACOI di interconnessione, via Corsica, con la rete elettrica della Penisola.

Si deve sottolineare l’urgenza della sostituzione dei gruppi turbogas obsoleti di Codrongianus con altri di nuova concezione ed affidabilità in quanto devono svolgere il ruolo fondamentale di riserva di pronto intervento in caso di “blak-out” della rete sarda, oggi affidato soltanto all’impianto idroelettrico reversibile del Taloro ed alla Centrale turbogas di Assemini.

Tab.6 - Centrali di produzione di energia elettrica da impianti Termoelettrici al Dicembre 2002

(continua).



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Continua descrizione

(continua) Tab.6 - Centrali di produzione di energia elettrica da impianti Termoelettrici al Dicembre 2002.



28

Tab.7 - Centrali di produzione di energia elettrica da impianti Idroelettrici al Dicembre 2002.



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Tab.8 - Centrali di produzione di energia elettrica da impianti a Biomassa e R.S.U. al Dicembre 2002.

Tab.9 - Centrali di produzione di energia elettrica da impianti Eolici e Fotovoltaici al Dicembre 2002.



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Fig.17 - quadro dello stato nominale del comparto di generazione di Energia Elettrica



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II.7 Diagrammi di carico dell’utenza elettrica complessiva della Sardegna

Come si nota dalla Fig.18 sottostante, la Sardegna e altre regioni in Italia presentano un deficit della produzione di energia elettrica altre regioni, come la Liguria, il Lazio, e la Puglia presentano un esubero di produzione di energia elettrica che può così essere utilizzata in altre regioni. In Italia complessivamente si ha un deficit di produzione di energia elettrica.

Fig.18 - Superi e deficit della produzione di energia elettrica rispetto alla richiesta in Italia nel 2000; (fonte GRTN) II.7.1 Diagramma di carico della Rete Elettrica (AT)

L’analisi del diagramma orario della richiesta di potenza giornaliera risulta indispensabile per strutturare il comparto di generazione e in particolare per individuazione della consistenza della riserva di potenza da rendere disponibile in rete. Nelle Figg. 19, 20, 21 e 22 sono stati presi in considerazione quattro diagrammi campione del fabbisogno giornaliero della potenza elettrica, rappresentativi del periodo autunnale, invernale, estivo, ed inoltre di un generico giorno festivo. Dai diagrammi risulta abbastanza evidente la correlazione oraria, nei due periodi relativi alle stagioni fredde, del verificarsi di un massimo locale della richiesta di potenza sia in corrispondenza della fascia oraria nell’intervallo 8.00÷9.30 del mattino, sia in corrispondenza dell’intervallo 18.00÷20.00 della sera.

Si tenga presente che le curve giornaliere del fabbisogno di potenza subiscono sensibili variazioni in funzione delle condizioni climatiche medie regionali e sulle grandi aree metropolitane e possono essere influenzate, anche in maniera sensibile, da particolari condizioni socio-economiche (scioperi, trasmissioni televisive correlate a eventi importanti).



32

Fig.19 - Diagramma orario del fabbisogno di potenza attiva in Sardegna rappresentativo del

periodo Autunnale 2001, (Fonte GRTN).


periodo Invernale 2001, (Fonte GRTN).



33


periodo Estivo 2001, (Fonte GRTN).

Fig.22 - Diagramma orario del fabbisogno di potenza attiva in Sardegna, giorno Festivo 2001, (Fonte GRTN)



34

La potenza in uscita sulla Rete di Trasmissione Nazionale della Sardegna include le quote di potenza relative alle perdite di trasporto sulla rete elettrica, stimate nell’ordine del 2%, inoltre è comprensiva della potenza assorbita dalle utenze degli autoproduttori connessi in AT, mentre di questi non comprende la potenza connessa alla M.T. e b.t.. I diagrammi di carico, presi in considerazione, non includono la potenza assorbita dagli ausiliari delle centrali termoelettriche (pari a circa 7% della potenza nominale lorda), mentre sono incluse le potenze assorbite dai desolforatori e dagli impianti ausiliari esterni dei gassificatori per la produzione del Singas.

Nel diagramma di carico risalta una notevole disuniformità, soprattutto tra il giorno e la notte di un giorno lavorativo (dislivello da 1600 MW a 1300 MW) e una disuniformità tra giorni lavorativi e giorni festivi; infatti il massimo carico diurno riscontrato durante un giorno festivo è persino dello stesso ordine di grandezza del minimo carico notturno di un giorno lavorativo.

Una tale disuniformità della richiesta di potenza giornaliera è causa di scompensi che incidono:

a) nel razionale dimensionamento della potenza installata nel sistema elettrico della Sardegna;

b) nella previsione della riserva di potenza che occorre garantire all’utenza, c) nella minimizzazione dei periodi di funzionamento delle centrali sotto il Regime

di Minimo Tecnico. Per cercare di livellare la curva di carico viene adottato il provvedimento delle tariffe

differenziate per fasce orarie. Questa strategia non è in grado di colmare le lacune perché in realtà esistono cause intrinseche alle caratteristiche dell’utenza che non possono essere filtrate con questo semplice metodo. In realtà il problema è complesso; in generale si può dire che la soluzione va ricercata nel perseguire una maggiore sinergia tra il sottosistema di generazione ed il sottosistema fisico delle utenze. Pertanto è indispensabile cercare di intervenire alla radice cioè sul sottosistema delle utenze sia quelle civili che quelle industriali. La conoscenza delle caratteristiche funzionali delle utenze elettriche soprattutto nel settore civile può contribuire in misura apprezzabile a individuare azioni per livellare la curva di carico e quindi a ridimensionare la potenza installata del parco di generazione e la riserva di potenza, essendo entrambe funzione del valore massimo della potenza richiesta dal carico connesso in rete. Per analizzare a fondo la struttura dell’utenza finale, è necessario analizzare le curve di carico locali sulla rete MT e bt.

Nel successivo paragrafo vengono prese in considerazione e analizzati alcuni

diagrammi orari del fabbisogno di potenza attiva di una stazione periferica (Muravera) con modesta percentuale di utenza industriale (Figg. 23, 24, 25, 26 e 27). Poiché accumulare l’Energia elettrica per grandi potenze e durate è assai difficile, per livellare la curva di carico bisogna ricorrere all’accumulo dell’Energia sotto altre forme che consentano efficienze di restituzione alte: energia meccanica, gravitazionale, chimica. Questo argomento è importante anche in rapporto all’avvento delle F.E.R.; perciò verrà trattato nel seguito. II.8 Analisi delle curve di carico sulle reti periferiche di MT e bt

E’ noto che in Sardegna è molto diffusa l’utenza scaldacqua - elettrico ed è in corso

una crescente diffusione dell’utenza pompa di calore a elettro - compressore; tuttavia, al momento, non si hanno dati precisi sulla diffusione numerica di queste utenze; è certo che il funzionamento di queste utenze è totalmente “libero” rispetto alla gestione della rete elettrica e del sottosistema di generazione.

Per orientare il futuro sviluppo del Sistema Elettrico nel quadro dell’Uso Razionale dell’Energia, è importante attuare un censimento dettagliato di questa tipologia di utenze elettriche, in termini di entità numerica e tecnologia realizzativa sostanzialmente per due motivi:



35

a) per consentire al Gestore della Distribuzione ai clienti vincolati un loro appropriato governo;

b) per verificare se tali utenze sono necessariamente qualificate come “elettriche obbligate” o come “sostituibili con altra fonte di energia” al fine di conseguire un “più Razionale Uso dell’Energia”.

A tale scopo nelle Figg. 23, 24, 25, 26 e 27 sono rappresentati i diagrammi di carico di una sottostazione MT-bt periferica (Muravera) caratterizzata da una modesta percentuale di utenza industriale, elaborando i valori del fabbisogno di energia elettrica, ripartiti tra MT e bt, durante l’esercizio di alcuni giorni campione dell’anno 2002. Questi dati sono stati forniti da Enel Distribuzione di Cagliari, (per completezza sono riportati in allegato anche i dati dell’energia elettrica fatturata da ENEL ai paesi della Sardegna), consentono di individuare alcune caratteristiche delle utenze elettriche finali, in particolare dell’utenza scaldacqua - elettrico e dell’utenza macchina frigorifera a elettro - compressore.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 243

3.25 3.5

3.75 4

4.25 4.5

4.75 5

5.25 5.5

5.75 6

6.25 6.5

DIAGRAMMA ORARIO DEL FABBISOGNO DELLA POTENZA ATTIVA PRELEVATA DALLA STAZIONE DI MURAVERA NEL GIORNO 14/11/2002

ORE DEL GIORNO

Pot. Attiva Giovedì

Pote

nza

Attiv

a (M

W)

Fig.23



36

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 243

3.25 3.5

3.75 4

4.25 4.5

4.75 5

5.25 5.5

5.75 6

6.25 6.5


ORE DEL GIORNO

Pote

nza

Attiv

a (M

W)

Pot. Attiva Venerdì

Fig.24

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 242.5

2.75 3

3.25 3.5

3.75 4

4.25 4.5

4.75 5

5.25 5.5

5.75 6

6.25 6.5


ORE DEL GIORNO

Pot. Attiva Sabato

Pote

nza

Attiv

a (M

W)

Fig.25



37

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 243

3.25

3.5

3.75

4

4.25

4.5

4.75

5

5.25

5.5

5.75

6 DIAGRAMMA ORARIO DEL FABBISOGNO DELLA POTENZA ATTIVA

PRELEVATA DALLA STAZIONE DI MURAVERA NEL GIORNO 17/11/2002

ORE DEL GIORNO

Pot. Attiva Domenica

Pote

nza

Attiv

a (M

W)

Fig.26

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 242

2.25 2.5

2.75 3

3.25 3.5

3.75 4

4.25 4.5

4.75 5

5.25 5.5

5.75 6

6.25 6.5

ORE DEL GIORNO


Pot. Attiva Lunedì

Pote

nza

Attiv

a (M

W)

Fig.27



38

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24-1

-0.75 -0.5

-0.25 0 0.25

0.5 0.75 1

1.25 1.5 1.75

2 2.25 2.5 2.75 3

3.25 3.5 3.75

4 4.25 4.5 4.75

5 5.25 5.5 5.75 6

6.25 6.5 6.75

7 DIFFERENZA DEI DIAGRAMMI ORARI DEL FABBISOGNO DELLA POTENZA ATTIVA

PRELEVATA DALLA STAZIONE DI MURAVERA NEI GIORNI 16 e 17 /11/2002

ORE DEL GIORNO

Pot. Attiva Sabato Pot. Attiva Domenica Pot. Attiva Differenza (Sabato-Domenica)

Pote

nza

Attiv

a (M

W)

Fig.28

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-0.25

0

0.25

0.5

0.75

1

DIFFERENZA DEI DIAGRAMMI ORARI DEL FABBISOGNO DELLA POTENZA ATTIVA PRELEVATA DALLA STAZIONE DI MURAVERA NEI GIORNI 16 e 17 /11/2002

ORE DEL GIORNO

Differenza Pot. Attiva SABATO-DOMENICA

Pote

nza

Attiv

a (M

W)

Fig.29 Dall’analisi delle curve di carico di un giorno lavorativo (Figg. 23, 24, 25, 27)

confrontate (Fig.28, Fig.29) con le curve rilevate durante un giorno festivo (Fig.26) appare verosimile attribuire all’effetto dello scaldacqua - elettrico una rilevante



39

responsabilità nell’influenzare il valore del carico di punta, nell’intervallo temporale tra le 8.00 e 9.30 del mattino (probabilmente è possibile attribuire una significativo contributo anche per il valore del carico di punta della sera). Con appositi calcoli basati sull’indice di diffusione del 85% dello scaldacqua - elettrico (ISTAT 2002) è possibile stimare che una potenza di picco dell’ordine di 1 MW ÷ 1.5 MW su 4.5 MW di base, può essere dovuta ad una accensione relativamente concentrata degli scaldacqua - elettrici (fattore di contemporaneità stimato dell’ordine del 30%).

Questa interpretazione è in armonia con il fatto che il consumo elettrico in M.T., rilevato in corrispondenza della stazione elettrica di Muravera, è marginale, dell’ordine del 10% del consumo a b.t.; inoltre la coda di potenza che si estende dalle ore 8.30 alle ore 12.00 è congruente con l’inerzia termica tipica di uno scaldacqua - elettrico da 80 dm3 . Infine si ritiene opportuno sottolineare che i diagrammi di carico complessivi della R.T.N. Sardegna del periodo autunnale - invernale (Figg. 19 e 20) presentano un andamento analogo al diagramma di carico della zona di Muravera (giorno lavorativo Figg. 23, 24, 25, 27). Pur ritenendo che sia necessaria una ricerca ed una verifica sperimentale più accurata, sulla scorta delle precedenti osservazioni, si può ritenere ammissibile l’ipotesi che il verificarsi del picco di potenza della R.T.N. Sardegna alle ore 8.00 – 9.00 pari circa a 120 ÷ 150 MW, rispetto al valore di base delle ore 07.00 e delle ore 14.00, sia imputabile in gran parte all’accensione degli scaldacqua elettrici.

In conclusione, pur in attesa di ulteriori verifiche, gli elementi si è portati a ritenere che l’essere la Sardegna quasi obbligata a ricorrere allo scaldacqua elettrico per mancanza della rete del Gas combustibile, non solo implica un improprio consumo di 140 Ktep di energia primaria, ma ha anche un riflesso negativo perché causa un dannoso incremento della potenza massima richiesta dalla rete per un valore dell’ordine di 150 MW.

Un’altra conseguenza negativa è che pur essendo lo scaldacqua elettrico un’utenza elettrica non obbligata è comunque causa di un aumento della Riserva di Potenza.

Al fine di migliorare l’U.R.E., è importante esaminare i consumi elettrici delle diverse zone della Sardegna: le stazioni di Alghero e Arzachena, ad esempio, indicano un consumo elettrico a M.T. elevato; ciò si può spiegare con la presenza dell’industria turistica che soprattutto nella stagione estiva assorbe energia elettrica per le Macchine Frigorifere degli alberghi. Pur rimandando al capitolo dedicato al settore civile, è utile rimarcare fin da ora che anche la Macchina Frigorifera non è una utenza elettrica obbligata, infatti esiste anche la possibilità di utilizzare la Macchina Frigorifera ad Assorbimento e a Motore Endotermico Alimentato a Gas Combustibile.

Un contributo al livellamento del diagramma di carico si può ottenere facendo funzionare la Macchina Frigorifera a elettro-compressore per accumulare ghiaccio nelle ore notturne per poi utilizzarlo come pozzo freddo nelle ore calde.

Pur con questi interventi di governo dell’utenza esistono fattori fisici per cui gli squilibri stagionali e giorno-notte nel diagramma di carico in parte permangono. In armonia con il concetto che bisogna conseguire maggiore sinergia tra utenza e generazione si capisce che a tal fine risulta molto utile inserire nella rete un sottosistema di accumulo o volano dell’energia elettrica. Attualmente la rete sarda può contare solo sul sistema di accumulo idraulico del Taloro, che però non è del tutto disponibile per questa funzione essendo destinato alla riserva di emergenza.

II.9 La Rete di Trasmissione Nazionale II.9.1·Lo stato attuale della rete elettrica della Sardegna

L’assetto del settore elettrico dopo il Decreto Legislativo n°79 del 1999, proprio per rendere attivo il libero mercato dell’energia elettrica, ha separato la rete di Trasmissione nazionale dalla Rete di Distribuzione. La R.T.N., attualmente di ENEL TERNA e destinata a diventare di proprietà governativa; la Rete di Distribuzione è di competenza di ENEL Distribuzione. La R.T.N è gestita da GRTN, come si è già detto nel Cap.I. La R.T.N è tutta in Alta Tensione, mentre la Rete di Distribuzione è in parte in Alta Tensione (150kV,120kV) e parte in Media Tensione e bassa tensione.



40

Le dimensioni della rete di trasmissione nazionale in Sardegna possono essere sinteticamente descritte nel seguente prospetto:

1) linee ad altissima tensione di 380 kV, estensione pari a 612 km con una densità di 0.025 km di linea per km2, contro i 9.742 km, pari a 0.032km di linea per km2 delle restanti regioni italiane,

2) linee ad altissima tensione 220 kV, estensione di 555 km con una densità di 0.023 km di linea per km2 , contro i 10.441 km, pari a 0.035 km di linea per Km2 delle restanti regioni italiane,

Mentre per quanto riguarda le dimensioni regionali della rete di distribuzione risulta: 1) linee ad alta tensione (AT) 150 kV, che alimentano tutte le cabine primarie di

trasformazione da 150 kV a 15 kV, con una estensione di soli 1.893 km e con una densità di 0.077 km di linea per km2, rispetto ai 33.776 km, pari a 0.112 km di linea per km2 delle restanti regioni italiane;

2) linee di distribuzione a media tensione (MT) 15 kV in Sardegna, al 31 dicembre 1999, raggiungevano una lunghezza complessiva di 14.965 km, pari ad una densità di 0.62 km di linea per km2, inferiore alla densità di 1.08 Km di linea per Km2 esistente nella restante parte del territorio nazionale;

3) la notevole lunghezza delle singole linee MT, che in Sardegna raggiunge il valore di oltre 24 km, contro un valore medio nazionale di 16.4 km;

4) numero delle cabine primarie di trasformazione AT/MT (da 150 kV a 15 kV dalle quali sono derivate le linee di distribuzione a 15.000 V): 69 unità, con una densità di 0.002 cabine primarie per km2, equivalente a meno della metà della densità sul territorio nazionale, di 0.005 cabine primarie per km2;

Lo stato attuale della Rete di Trasmissione Nazionale e della Rete di Distribuzione per

gli elettrodotti in Alta Tensione è efficacemente illustrata nella fisicità della infrastruttura sulla carta geografica regionale allegata a questo documento. Osserviamo su tale carta in particolare che la R.T.N – Sardegna è connessa dal 1967 con la Rete Italiana mediante un elettrodotto in corrente continua a 200 kV che parte da Codrongianus e passando per la Corsica (50 MW) attraversa il Mar Tirreno e si connette alla Penisola. Nel 1992 è stato portato ad una capacità di trasporto di 300 MW e sono stati ricostruiti i terminali di Codrongianus e Suvereto. La Fig.30 illustra la connessione della R.T.N. con la Rete Europea e la Fig.31 illustra i transiti di potenza ammissibili tra il complesso delle aree geografiche.



41

Fig.30 - Rete italiana a 380 kV al 31 dicembre 2001



42

Fig.31 - Transiti massimi di potenza tra aree geografiche (MW)

ASSESSO

RATO

DELL

’IN

DU

STRIA

– R

EG

ION

E S

ARD

EG

NA –

PIA

NO

EN

ERG

ETIC

O R

EG

ION

ALE

2002

D

ipar

tim

ento

Ingeg

ner

ia d

el T

errito

rio –

Set

tore

Ener

get

ica

- Fi

sica

Tec

nic

a

43

Assessorato all’Industria − Regione Sardegna − Piano Energetico Regionale 2002

Appendice

Dati Energia Elettrica al 2000

Fonte GRTN

Dipartimento Ingegneria del Territorio – Sezione Fisica Tecnica ed Energetica

Evoluzione storica della domanda (o usi finali) dell'Energia elettrica in Sardegna (Dati GRTN)

7

8

9

10

11

12

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

anni

TW

h

Tipi Attività 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Agricoltura 87,9 96,6 96,7 100,3 115,9 129 141,8 153,6 130,9 140,3 160,1 157,7 170,2 163,6Industria 5978,5 6256,4 6169,2 6315 6299,2 6114,7 5918,1 6436,6 6504,5 6691,6 6586,7 6363,9 6533,2 7022,9Terziario 733,5 786,9 841,3 908,1 1025,2 1100 1133,8 1193,2 1202,2 1237,1 1319,7 1380,7 1501,2 1577,9Usi Domestici 1523 1569,8 1613,5 1669,7 1863,4 1908,7 1902,7 1920,7 1864,3 1875,5 1907,1 1912,7 1960,9 1933,3Totale Consumi 8322,9 8709,7 8720,7 8993,1 9303,7 9252,4 9096,4 9704,1 9701,9 9944,5 9973,6 9815 10165,5 10697,8

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA [GWh] REGIONE SARDEGNA

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA REGIONALI (INCIDENZA MACROSETTORI) 1987-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

GW

h

Usi Domestici Terziario Industria Agricoltura

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

GWh

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA REGIONALI NEL TERZIARIO 1987-2000

ELABORAZIONE SU DATI GRTN

5200

5400

5600

5800

6000

6200

6400

6600

6800

7000

7200

GWh

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA REGIONALI NELL'INDUSTRIA1987-2000

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

GWh

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA REGIONALI NEL RESIDENZIALE1987-2000


1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000CAGLIARI 5.490,00 5.617,20 5.525,00 5.700,00 5.915,40 5.915,20 5.817,30 6.271,80 6.270,10 6.401,00 6.413,80 6.346,20 6.604,50 7.106,00ORISTANO 233,4 253,3 266,7 284,7 307 322 324,7 339,6 336,3 349,9 366,7 375,2 387,1 380,6NUORO 926,6 987,5 996,2 1035,1 996,6 887,4 871,6 912 910,4 1024,3 974,5 931,9 945,8 993,4SASSARI 1.672,90 1.851,70 1.932,80 1.973,30 2.084,70 2.127,80 2.082,80 2.180,70 2.185,10 2.169,30 2.218,60 2.161,70 2.228,10 2.217,80

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA [GWh] REGIONE SARDEGNA PER PROVINCIA

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA REGIONALI (INCIDENZA PROVINCIE) 1987-2000

0,00

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

12.000,00

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

GW

h

SASSARINUOROORISTANOCAGLIARI


Tipi Attività 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Agricoltura 36,5 35,9 32,8 38,4 43,1 47,2 50,1 55,2 47,1 50,1 58,5 58,2 61,7 55,8Industria 4.398,50 4.475,80 4.358,10 4.496,80 4.524,60 4.464,50 4.342,50 4.757,10 4.794,40 4.910,70 4849,9 4748,9 4918,4 5412,5Terziario 325,3 361,5 383,9 402,5 469,9 506,9 523,1 553,1 555,3 569 614,6 648,7 712 747,8Usi Domestici 729,7 744 750,2 762,3 877,8 896,6 901,6 906,4 873,3 871,2 890,8 890,4 912,4 889,9Totale Consumi 5.490,00 5.617,20 5.525,00 5.700,00 5.915,40 5.915,20 5.817,30 6.271,80 6.270,10 6.401,00 6413,8 6346,2 6604,5 7106

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA [GWh] PROVINCIA DI CAGLIARI

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA DELLA PROVINCIA DI CAGLIARI 1987-2000

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CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL TERZIARIO DELLA PROVINCIA DICAGLIARI 1987-2000

ELABORAZIONE SU DATI DEL GRTN

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1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NELL'INDUSTRIA DELLA PROVINCIA DICAGLIARI 1987-2000

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CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL RESIDENZIALE DELLA PROVINCIADI CAGLIARI 1987-2000


1995 1996 1997 1998 1999 2000INDUSTRIA 4794,4 4910,7 4849,9 4748,9 4918,4 5412,5Manifatturiera di base 4011,4 4120,2 4011,2 3898,6 4011,8 4359Siderurgica 0,4 0,3 0,3 0,3 0,4 0,3Metalli non Ferrosi 2806,4 2900,9 2847,1 2805,8 2809,8 2991,3Chimica 996,2 1010,1 978,9 915,1 1012,7 1169,6Materiali da costruzione 200,1 199,7 175,3 167,4 178,4 185,2Cartaria 8,3 9,2 9,6 10 10,5 12,6Manifatturiera non di base 187,8 188,7 190,8 192,2 195 198Alimentare 82,2 78,4 81,7 83,3 80,2 76,4Tessile, abbigl. e calzature 4,1 3,3 3,9 3,6 2,7 2,2Meccanica 55,9 54,1 55,3 53,8 63,2 68,8Mezzi di Trasporto 8 8,7 10,4 10,7 10,1 9Lavoraz. Plastica e Gomma 29,9 29,4 31,3 32,4 30 32,8Legno e Mobilio 6,1 6 6 6,3 6,6 6,5Altre Manifatturiere 1,6 8,8 2,2 2,1 2,2 2,3Costruzioni 14,3 12,9 12,4 11,8 12,2 12,3Energia ed acqua 580,9 588,9 635,5 646,3 699,4 843,2Estrazione Combustibili 12,9 16,8 20,4 26,2 22,9 16Raffinazione e Cokerie 472,5 486,8 510,1 509,4 549,8 557,4Elettricita' e Gas 16,4 11,7 26,3 23,1 35 179,3Acquedotti 79,1 73,6 78,7 87,6 91,7 90,5

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA [GWh] PROVINCIA DI CAGLIARI

0

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1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI EN. ELETTRICA NELL'INDUSTRIA MANIFATTURIERADI BASE DELLA PROVINCIA DI CAGLIARI 1995-2000

Cartaria Materiali da costruzione Chimica Metalli non Ferrosi Siderurgica


Tipi Attività 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 20001 Agricoltura 17,4 23 23,5 25 27,3 30,4 34,8 37,5 30,1 36,6 42,8 42,1 46,6 432 Industria 37,5 39,9 41,7 44,6 47,9 49,3 48 55,8 59,8 60,3 59,6 66,6 64,8 60,9

38 Terziario 51,6 57,6 62,9 69,4 77,1 82,1 84,6 86,6 90,9 97 106,3 109,5 115,3 119,448 Usi Domestici 126,9 132,8 138,6 145,7 154,7 160,2 157,3 159,7 155,5 156 158 157 160,4 157,249 Totale Consumi 233,4 253,3 266,7 284,7 307 322 324,7 339,6 336,3 349,9 366,7 375,2 387,1 380,6

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA [GWh] PROVINCIA ORISTANO

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA DELLA PROVINCIA DI ORISTANO 1987-2000

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CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL TERZIARIO DELLA PROVINCIA DI ORISTANO 1987-2000


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1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NELL'INDUSTRIA DELLA PROVINCIA DI ORISTANO 1987-2000

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CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL RESIDENZIALE DELLA PROVINCIA DI ORISTANO

1987-2000


Tipi Attività 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Agricoltura 8,4 9,5 10,6 14,5 16,1 18,7 21,1 24,4 22 21,3 23,7 26,2 30,1 30,3Industria 607,6 660,1 649,7 657,8 585,5 457,6 430,7 461,5 461,7 564,3 503,3 453,9 446,8 489,3Terziario 100,4 100,4 106,6 120,7 133,5 141,2 150 154,1 160,2 167,7 172,7 177,7 192,5 196,5Usi Domestici 210,2 217,5 229,3 242,1 261,5 269,9 269,8 272 266,5 271 274,8 274,1 276,4 277,3Totale Consumi 926,6 987,5 996,2 1.035,10 996,6 887,4 871,6 912 910,4 1.024,30 974,5 931,9 945,8 993,4

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA [GWh] PROVINCIA NUORO

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA DELLA PROVINCIA DI NUORO 1987-2000

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CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL TERZIARIO DELLAPROVINCIA DI NUORO 1987-2000


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1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NELL'INDUSTRIA DELLA PROVINCIA DI NUORO 1987-2000

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1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL RESIDENZIALE DELLA PROVINCIA DI NUORO 1987-2000


Tipi Attività 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Agricoltura 25,6 28,2 29,8 22,4 29,4 32,7 35,8 36,5 31,7 32,3 35,1 31,2 31,8 34,5Industria 934,9 1.080,60 1.119,70 1.115,80 1.141,20 1.143,30 1.096,90 1.162,20 1.188,60 1.156,30 1173,9 1094,5 1103,2 1060,2Terziario 256,2 267,4 287,9 315,5 344,7 369,8 376,1 399,4 395,8 403,4 426,1 444,8 481,4 514,2Usi Domestici 456,2 475,5 495,4 519,6 569,4 582 574 582,6 569 577,3 583,5 591,2 611,7 608,9Totale Consumi 1.672,90 1.851,70 1.932,80 1.973,30 2.084,70 2.127,80 2.082,80 2.180,70 2.185,10 2.169,30 2218,6 2161,7 2228,1 2217,8

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA [GWh] PROVINCIA SASSARI

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA DELLA PROVINCIA DI SASSARI1987-2000

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CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL TERZIARIO DELLA PROVINCIA DI SASSARI 1987-2000


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1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NELL'INDUSTRIA DELLAPROVINCIA DI SASSARI 1987-2000

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1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA NEL RESIDENZIALE DELLAPROVINCIA DI SASSARI 1987-2000


Assessorato dell'Industria - Regione Sardegna - Piano Energetico Regionale 2002

Energia fatturata BT+MTLocalità BT MT tot

ABBASANTA 4756,78 1577,94 6334,72 AGGIUS 2643,16 2643,16 AGLIENTU 4063,37 836,44 4899,81 AIDOMAGGIORE 840,36 840,36 ALA' DEI SARDI 2589,35 708,9 3298,25 ALBAGIARA 419,31 419,31 ALES 2948,9 23,4 2972,30 ALGHERO 82949,86 26701,95 109651,81 ALLAI 521,63 521,63 ANELA 1004,83 692,68 1697,51 ARBOREA 12037,77 19511,4 31549,17 ARBUS 10212,82 1731,96 11944,78 ARDARA 2026,99 2026,99 ARDAULI 1521 1521,00 ARITZO 2421,23 124,51 2545,74 ARMUNGIA 866,74 2,7 869,44 ARZACHENA 48852,35 20100,71 68953,06 ARZANA 3280,38 68,03 3348,41 ASSEMINI 37689,1 89585,8 127274,90 ASSOLO 577,62 52,32 629,94 ASUNI 562,37 562,37 ATZARA 1446,25 5,74 1451,99 AUSTIS 1232,97 1232,97 BADESI 3828,98 2819,79 6648,77 BALLAO 1098,66 498 1596,66 BANARI 984,34 984,34 BARADILI 174,2 174,20 BARATILI SAN PIETRO 1645,73 1645,73 BARESSA 953,73 171,3 1125,03 BARI SARDO 6422,69 1734,96 8157,65 BARRALI 1131,1 119,96 1251,06 BARUMINI 2043,01 6,83 2049,84 BAULADU 1141,33 1561,71 2703,04 BAUNEI 5054,18 135,6 5189,78 BELVI 995,62 995,62 BENETUTTI 274,08 3309,06 3583,14 BERCHIDDA 494,59 7115,35 7609,94 BESSUDE 599,35 2330,53 2929,88 BIDONI' 253,37 253,37 BIRORI 922,39 1011,33 1933,72 BITTI 5152,03 904,77 6056,80 BOLOTANA 4708,37 3536,12 8244,49 BONARCADO 2331 2331,00 BONNANARO 1641,49 10,02 1651,51 BONO 5204,64 5204,64 BONORVA 5650,93 523,03 6173,96 BORONEDDU 230,7 230,70 BORORE 3665,16 12408,54 16073,70

(Fonte: Enel Distribuzione)

MWh

Allegato 1

Energia fatturata ai paesi della Sardegna in Media e Bassa Tensione - anno 2002




MWh

BORTIGALI 2544,45 778,8 3323,25 BORTIGIADAS 1256,8 203,8 1460,60 BORUTTA 451,77 29,06 480,83 BOSA 14197,87 1417,21 15615,08 BOTTIDDA 1158,26 113,6 1271,86 BUDDUSO' 5860,74 6764,1 12624,84 BUDONI 13504,76 2070,75 15575,51 BUGGERRU 2409,77 246,28 2656,05 BULTEI 1634,08 257,1 1891,18 BULZI 938,42 938,42 BURCEI 3786,59 2430,6 6217,19 BURGOS 1320,84 6,61 1327,45 BUSACHI 2021,78 222,6 2244,38 CABRAS 12782,64 375,01 13157,65 CAGLIARI 372515,19 135908,55 508423,74 CALANGIANUS 7940,74 4649,45 12590,19 CALASETTA 6824,23 558,3 7382,53 CAPOTERRA 30668,76 5599,9 36268,66 CARBONIA 52429,77 7030,62 59460,39 CARDEDU 3273,26 1322,01 4595,27 CARGEGHE 910,11 185,41 1095,52 CARLOFORTE 11610,65 812,16 12422,81 CASTELSARDO 11414,5 447,48 11861,98 CASTIADAS 3927,75 2935,07 6862,82 CHEREMULE 711,62 168,87 880,49 CHIARAMONTI 2805,35 387,94 3193,29 CODRONGIANOS 2583,73 2328,05 4911,78 COLLINAS 1094,32 76,94 1171,26 COSSOINE 1217,94 299,38 1517,32 CUGLIERI 5550,41 254,24 5804,65 CURCURIS 436,35 436,35 DECIMOMANNU 11401,05 788,4 12189,45 DECIMOPUTZU 7468,65 1440,21 8908,86 DESULO 2784,83 121,99 2906,82 DOLIANOVA 11010,44 3157,9 14168,34 DOMUS DE MARIA 3724,23 1818,76 5542,99 DOMUSNOVAS 8944,91 2966,73 11911,64 DONORI' 3374,18 1567,58 4941,76 DORGALI 15524 2489,55 18013,55 DUALCHI 1016,95 1016,95 ELINI 606,64 606,64 ELMAS 18132,74 22133,24 40265,98 ERULA 1163,64 1163,64 ESCALAPLANO 2350,98 280,44 2631,42 ESCOLCA 650,53 641,8 1292,33 ESPORLATU 595,61 595,61 ESTERZILI 974,15 974,15 FLORINAS 2194,11 684,67 2878,78 FLUMINIMAGGIORE 4257,6 282,87 4540,47 FLUSSIO 866,51 362,94 1229,45 FONNI 6034,23 1175,78 7210,01 FORDONGIANUS 1377,58 137,2 1514,78 FURTEI 2345,2 6440,88 8786,08 GADONI 1431,76 279,47 1711,23 GAIRO 1909,2 177,82 2087,02 GALTELLI 3137,27 3685,38 6822,65 GAVOI 4334,68 1691,83 6026,51




MWh

GENONI 1096,94 1096,94 GENURI 394,81 394,81 GERGEI 1724,76 162,57 1887,33 GESICO 1105,12 311,4 1416,52 GESTURI 1553,25 23,35 1576,60 GHILARZA 7177,98 2002,26 9180,24 GIAVE 1137,86 1156,8 2294,66 GIBA 3514,92 66,28 3581,20 GIRASOLE 1598,53 144,7 1743,23 GOLFO ARANCI 8673,64 2740,45 11414,09 GONI 583,93 583,93 GONNESA 8276,88 64,49 8341,37 GONNOSCODINA 689,13 689,13 GONNOSFANADIGA 9108,42 267,42 9375,84 GONNOSNO' 1265,33 18,25 1283,58 GONNOSTRAMATZA 1151 1151,00 GUAMAGGIORE 1085,88 83,4 1169,28 GUASILA 3524,25 1319,27 4843,52 GUSPINI 18021,28 14971,01 32992,29 IGLESIAS 44401,91 24542,76 68944,67 ILBONO 2752,19 295,56 3047,75 ILLORAI 1409,11 42,89 1452,00 IRGOLI 3517,45 2712,61 6230,06 ISILI 5179,95 2839,13 8019,08 ITTIREDDU 968,2 47,4 1015,60 ITTIRI 11471,93 2132,83 13604,76 JERZU 4407,27 733,53 5140,80 LA MADDALENA 26516,33 12845,96 39362,29 LACONI 3513,63 120,47 3634,10 LAERRU 1371,6 1371,60 LANUSEI 9475,91 1152,97 10628,88 LAS PLASSAS 350,07 8,7 358,77 LEI 791,27 791,27 LOCERI 1928,95 13,33 1942,28 LOCULI 771,86 771,86 LODE' 2842,25 2842,25 LODINE 431,17 431,17 LOIRI PORTO SAN PAOLO 8479,01 859,93 9338,94 LOTZORAI 3411,09 1205,36 4616,45 LULA 2247,83 206,75 2454,58 LUNAMATRONA 2240,37 307,75 2548,12 LUOGOSANTO 2620,37 14,58 2634,95 LURAS 3897,3 553,96 4451,26 MACOMER 19082,13 46936,03 66018,16 MAGOMADAS 1383,27 1383,27 MAMOIADA 3132,27 738 3870,27 MANDAS 3075,91 11,7 3087,61 MARA 882,29 6936,46 7818,75 MARACALAGONIS 10398,5 1438,69 11837,19 MARRUBIU 6800,93 6744,06 13544,99 MARTIS 852,5 852,50 MASAINAS 1850,53 13,34 1863,87 MASULLAS 1457,63 194,64 1652,27 MEANA SARDO 2501,53 139,46 2640,99 MILIS 2618,03 207,3 2825,33 MODOLO 308,28 308,28 MOGORELLA 762,94 762,94




MWh

MOGORO 6118,23 640,17 6758,40 MONASTIR 6789,49 3198,3 9987,79 MONSERRATO 28933,54 11777,65 40711,19 MONTELEONE ROCCA DORIA 224,5 7414,02 7638,52 MONTI 4153,5 852,98 5006,48 MONTRESTA 1178,63 181,26 1359,89 MORES 3591,68 1189,81 4781,49 MORGONGIORI 969,78 1241,28 2211,06 MURAVERA 14518,77 1197,65 15716,42 MUROS 1887,52 2126,82 4014,34 MUSEI 2018,45 14,54 2032,99 NARBOLIA 2701,41 273,32 2974,73 NARCAO 4520,97 825,62 5346,59 NEONELI 915,16 4,34 919,50 NORAGUGUME 563,27 187,2 750,47 NORBELLO 1431,07 1431,07 NUGHEDU DI SAN NICOLO' 1487,16 1487,16 NUGHEDU SANTA VITTORIA 666,06 666,06 NULE 1907,05 99,48 2006,53 NULVI 4051,78 728,52 4780,30 NUORO 71238,06 7966,55 79204,61 NURACHI 1991,5 68,26 2059,76 NURAGUS 1196,9 20,82 1217,72 NURALLAO 1698,91 1698,91 NURAMINIS 3451,68 20,85 3472,53 NURECI 493,77 493,77 NURRI 3515,16 1585,41 5100,57 NUXIS 2407,95 535,77 2943,72 OLBIA 115436,56 58601,92 174038,48 OLIENA 9782,74 5886,95 15669,69 OLLASTRA 1418,72 104,91 1523,63 OLLOLAI 1962,08 244,2 2206,28 OLMEDO 3949,88 456,01 4405,89 OLZAI 1567,85 7,36 1575,21 ONANI 1086,25 212,1 1298,35 ONIFAI 1036,24 292,65 1328,89 ONIFERI 1324,45 224,5 1548,95 ORANI 4277,06 3018,79 7295,85 ORGOSOLO 6134,07 15,39 6149,46 ORISTANO 68720,92 22933,66 91654,58 OROSEI 14626,66 14363 28989,66 OROTELLI 2896,85 2896,85 ORROLI 2838,32 138,3 2976,62 ORTACESUS 1881,86 483,88 2365,74 ORTUERI 1737,76 1737,76 ORUNE 2758,81 121,7 2880,51 OSCHIRI 524 8288,71 8812,71 OSIDDA 419,58 419,58 OSILO 5140,77 634,17 5774,94 OSINI 917,37 244,78 1162,15 OSSI 7723,2 6966,77 14689,97 OTTANA 3532,27 15147,43 18679,70 OVODDA 2332,59 2332,59 OZIERI 18784,96 5070,12 23855,08 PABILLONIS 3576,96 400,05 3977,01 PADRIA 1208,31 150,6 1358,91 PADRU 3260,8 320,48 3581,28




MWh

PALAU 16952,61 5180,05 22132,66 PALMAS ARBOREA 1689,71 44,16 1733,87 PATTADA 4618,42 4365,26 8983,68 PAU 420,43 22,54 442,97 PAULI ARBAREI 887,78 49,28 937,06 PAULILATINO 3298,18 566,39 3864,57 PERDASDEFOGU 2938,99 3146,12 6085,11 PERDAXIUS 1913,46 83,68 1997,14 PERFUGAS 3878,26 3133,79 7012,05 PIMENTEL 1312,71 36,12 1348,83 PISCINAS 1028,74 3065,21 4093,95 PLOAGHE 6821,07 1116,54 7937,61 POMPU 344,56 344,56 PORTO TORRES 36795,65 22449,33 59244,98 PORTOSCUSO 10823,84 2938 13761,84 POSADA 5105,44 4078,35 9183,79 POZZOMAGGIORE 4788,49 221,07 5009,56 PULA 17551,34 11620,7 29172,04 PUTIFIGARI 1055,24 11,59 1066,83 QUARTU SANT'ELENA 115903,03 13975,21 129878,24 QUARTUCCIU 20127,62 9292,73 29420,35 RIOLA SARDO 2867,75 89,89 2957,64 ROMANA 906,42 906,42 RUINAS 1037,62 1037,62 SADALI 1309,38 129,3 1438,68 SAGAMA 330,63 330,63 SAMASSI 7219,9 955,05 8174,95 SAMATZAI 1965,42 4714,7 6680,12 SAMUGHEO 5239,73 78,53 5318,26 SAN BASILIO 1630,34 3 1633,34 SAN GAVINO MONREALE 13889,97 5424,81 19314,78 SAN GIOVANNI SUERGIU 7965,14 8027,68 15992,82 SAN NICOLO' D'ARCIDANO 3502,81 2078,9 5581,71 SAN NICOLO' GERREI 1410,27 1410,27 SAN SPERATE 10824,19 8958,19 19782,38 SAN TEODORO 18462,03 2432,26 20894,29 SAN VERO MILIS 4476,88 3171,7 7648,58 SAN VITO 6085,97 1862,3 7948,27 SANLURI 16726,06 5081,5 21807,56 SANTA GIUSTA 7360,86 30492,06 37852,92 SANTA MARIA COGHINAS 2147,17 13380,32 15527,49 SANTA TERESA GALLURA 18061,29 4606,52 22667,81 SANTADI 5558,11 420,9 5979,01 SANT'ANDREA FRIUS 2103,69 99,81 2203,50 SANT'ANNA ARRESI 4671,86 623,57 5295,43 SANT'ANTIOCO 19768,89 654,26 20423,15 SANT'ANTONIO DI GALLURA 2635,97 3184,77 5820,74 SANTU LUSSURGIU 4394,39 3196,6 7590,99 SARDARA 5625,57 497,78 6123,35 SARROCH 8697,93 4358,49 13056,42 SARULE 2849,24 2849,24 SASSARI 245367,98 78945,42 324313,40 SCANO DI MONTIFERRO 2284,09 1326,75 3610,84 SEDILO 3428,98 207,09 3636,07 SEDINI 2056,52 213,75 2270,27 SEGARIU 1413,54 1064,48 2478,02 SELARGIUS 43043,48 4115,95 47159,43




MWh

SELEGAS 1549,41 65,48 1614,89 SEMESTENE 377,32 377,32 SENEGHE 2550,36 2550,36 SENIS 709,62 709,62 SENNARIOLO 328,52 328,52 SENNORI 9344,09 683,3 10027,39 SENORBI' 7501,27 277,67 7778,94 SERDIANA 2677,98 1874,45 4552,43 SERRAMANNA 13733,46 3524,83 17258,29 SERRENTI 6284,37 223,99 6508,36 SERRI 854,16 854,16 SESTU 27477,52 17514,66 44992,18 SETTIMO SAN PIETRO 7132,94 109,26 7242,20 SETZU 210,31 210,31 SEUI 1851,34 59,95 1911,29 SEULO 1216,62 19,7 1236,32 SIAMAGGIORE 1458,54 82,2 1540,74 SIAMANNA 1381,49 1381,49 SIAPICCIA 391,5 391,50 SIDDI 921,7 181,12 1102,82 SILANUS 2842,68 10,56 2853,24 SILIGO 2152,61 6,43 2159,04 SILIQUA 6350,02 9324,55 15674,57 SILIUS 1226,93 9053,09 10280,02 SIMALA 495,24 495,24 SIMAXIS 3539,79 1583,86 5123,65 SINDIA 2716,28 2716,28 SINI 685,19 685,19 SINISCOLA 21212,66 58685,24 79897,90 SINNAI 21450,45 4089,96 25540,41 SIRIS 219,31 219,31 SIURGUS DONIGALA 2867,53 1685,68 4553,21 SODDI 167,36 167,36 SOLARUSSA 3434,39 381,6 3815,99 SOLEMINIS 2149,95 49,72 2199,67 SORGONO 3034,68 344,01 3378,69 SORRADILE 597,52 597,52 SORSO 24283,44 2568,58 26852,02 STINTINO 7214,15 1723,64 8937,79 SUELLI 1517,25 794,74 2311,99 SUNI 1973,15 155 2128,15 TADASUNI 273,72 273,72 TALANA 1046,57 1046,57 TELTI 676,2 2995,28 3671,48 TEMPIO PAUSANIA 28394,42 12728,96 41123,38 TERGU 986,74 986,74 TERRALBA 14526,69 1191,02 15717,71 TERTENIA 4881,84 507,2 5389,04 TETI 1042,41 13,78 1056,19 TEULADA 6351,02 1537,32 7888,34 THIESI 5234,91 8449,43 13684,34 TIANA 749,1 1629,9 2379,00 TINNURA 438,49 438,49 TISSI 2755,85 2755,85 TONARA 3130,42 928,42 4058,84 TORPE' 4106,85 277,32 4384,17 TORRALBA 1574,98 2452,41 4027,39




MWh

TORTOLI' 21248,85 6622,51 27871,36 TRAMATZA 1699,08 449,46 2148,54 TRATALIAS 1972,49 3025,11 4997,60 TRESNURAGHES 2341,07 58,38 2399,45 TRIEI 1259,22 8,35 1267,57 TRINITA D'AGULTU E VIGNO 7086,95 1435,9 8522,85 TUILI 1611,25 1611,25 TULA 2396,71 2396,71 TURRI 639,34 2,05 641,39 ULA' TIRSO 842,26 842,26 ULASSAI 1664,19 35,48 1699,67 URAS 3874,62 60,54 3935,16 URI 4510,85 188,77 4699,62 URZULEI 1463,32 112,89 1576,21 USELLUS 1151,22 39,8 1191,02 USINI 5264,88 277,74 5542,62 USSANA 4384,59 386,8 4771,39 USSARAMANNA 1005,28 4,02 1009,30 USSASSAI 866,2 94,41 960,61 UTA 11714,73 11650,11 23364,84 VALLEDORIA 7686,22 2488,84 10175,06 VALLERMOSA 2790,31 132,78 2923,09 VIDDALBA 2466,96 4136,7 6603,66 VILLA SAN PIETRO 2402,6 104,45 2507,05 VILLA SANT'ANTONIO 561,43 561,43 VILLA VERDE 386,3 386,30 VILLACIDRO 20247,49 12131,91 32379,40 VILLAGRANDE STRISAILI 5132,16 451,8 5583,96 VILLAMAR 3618,03 161,13 3779,16 VILLAMASSARGIA 5548,53 1933,95 7482,48 VILLANOVA MONTELEONE 3373,35 1045,84 4419,19 VILLANOVA TRUSCHEDU 400,71 74,6 475,31 VILLANOVA TULO 1207,49 7027,51 8235,00 VILLANOVAFORRU 1045,68 148,98 1194,66 VILLANOVAFRANCA 1810,59 1810,59 VILLAPERUCCIO 1573,7 241,78 1815,48 VILLAPUTZU 7031,66 3491,09 10522,75 VILLASALTO 1459,47 147,2 1606,67 VILLASIMIUS 12504,87 7227,24 19732,11 VILLASOR 10364,41 11623,25 21987,66 VILLASPECIOSA 2795,37 2192,09 4987,46 VILLAURBANA 2104,83 13,24 2118,07 ZEDDIANI 1699,57 958,11 2657,68 ZERFALIU 1236,87 1116,36 2353,23


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