Il sole batte il vento per la prima volta

Il sole batte il vento per la prima volta nella storia delle fonti rinnovabili. Lo storico sorpasso emerge dai dati del terzo trimestre, sulla base dei quali si può prevedere che quest'anno la nuova potenza fotovoltaica arriverà a superare i 36 gigawatt, mentre l'eolico si fermerà a 35,5 gigawatt complessivi, compreso l'offshore, secondo Bloomberg. "Dieci anni fa, il rapporto tra le nuove installazioni eoliche e solari era di 12 a 1 a favore del vento e tutto fa pensare che il solare continuerà a crescere più rapidamente, per la possibilità di diffondersi in diversi Paesi anche senza l'impiego di incentivi", spiega Gianni Silvestrini, direttore del Kyoto Club.

Il motivo del sorpasso va ricercato, da una parte, nella forte crescita del solare in Cina e in Giappone, soprattutto nel settore residenziale, che nel 2014 è destinata ad accentuarsi. Trainata da questi due Paesi, nel periodo luglio-settembre 2013 la potenza solare ha toccato il record assoluto di 9 gigawatt installati, crescendo del 6% rispetto al precedente trimestre e del 20% rispetto allo stesso periodo nel 2012. La crescita proseguirà nel quarto trimestre 2013, secondo le stime di Solarbizz, con altri 10-12 gigawatt in più. Di conseguenza, considerando i 15 gigawatt installati nel primo semestre, quest'anno la nuova potenza solare oscillerà fra i 34 e 36 gigawatt complessivi secondo Solarbuzz, una previsione perfettamente in linea con i 35 gigawatt stimati da Ihs e molto vicina all'ultimo report di Bloomberg New Energy Finance, che prevede invece una nuova potenza annuale di 36,7 gigawatt. L'anno prossimo è previsto un ulteriore balzo, fra i 45 e i 55 gigawatt a livello globale, la metà dei quali in Cina e Giappone, secondo Solarbuzz. La domanda extraeuropea continuerà quindi a trainare la crescita del fotovoltaico, compensando il rallentamento del Vecchio Continente, che ancora nel 2011 rappresentava il 70% del mercato. Alla base di questo successo c'è un forte gradimento da parte delle opinioni pubbliche locali, che ha favorito l'avvio di generose politiche di supporto e il rapido crollo dei prezzi dei moduli.

Sul fronte dell'energia del vento, invece, quest'anno c'è stato un forte rallentamento nei due mercati eolici principali, Cina e Stati Uniti, afflitti dall'incertezza normativa. L'anno scorso negli Usa erano stati installati 13 gigawatt di nuova potenza eolica: un record senza precedenti. In Cina, con 14 nuovi gigawatt eolici nel 2012, l'enegia dal vento aveva sorpassato il nucleare in termini di produzione, diventando la terza fonte per contributo al mix elettrico, dietro a carbone e idroelettrico. Stando ai dati dell'associazione eolica cinese, nel 2012 il vento ha fornito al gigante asiatico oltre 100 miliardi di kilowattora. Grazie al contributo di questi due Paesi, l'anno scorso le installazioni eoliche globali erano cresciute del 46%, contro il 35% di quest'anno.

Malgrado l'attuale rallentamento dell'eolico, il vento e il sole sono destinati a contribuire in maniera quasi equivalente alla crescita della capacità elettrica globale da qui al 2030. L'eolico passerà dal 5% del 2012 al 17% della potenza elettrica mondiale nel 2030, mentre il fotovoltaico, che parte da un livello più basso, passerà dal 2% del 2012 al 16% nel 2030, in base alle stime di Bloomberg. Dopo anni di sovracapacità e consolidamento, secondo il report, da quest’anno entrambi i settori torneranno a fare profitti, grazie al taglio dei costi e al riposizionamento su segmenti di mercato più remunerativi. Un cambiamento notato dai mercati azionari, tanto che le azioni delle compagnie del settore hanno recuperato in media il 66% dai minimi toccati nel luglio 2012.

"Gli scenari futuri, pur molto diversificati, indicano generalmente target ambiziosi. Nel prossimo quinquennio, secondo le ultime valutazioni dell'International Energy Agency, l’elettricità del sole dovrebbe aumentare del 140% e quella del vento del 74%, anche se in termini assoluti l’elettricità del vento continuerà a dominare", precisa Silvestrini. Il boom del solare è destinato nei prossimi anni ad allargarsi anche ai Paesi più arretrati, dove potrebbe consentire a larga parte degli 1,5 miliardi di persone senza accesso all'elettricità di fruire di questo servizio in tempi molto più rapidi del previsto.

Gli scozzesi corrono con il vento

Ogni turbina eolica, in Scozia, ha un nome. C'è White Dragon e Windy Wallace, Highland Spinner e e Twisty Turner. Sono i bambini delle scuole di Inverness che le hanno chiamate così. Per loro sono figure amichevoli, anche perché da quel vento le loro famiglie ci guadagnano. La crescita fenomenale della produzione di energia pulita scozzese, considerata un caso di scuola nella corsa europea allo sviluppo sostenibile, è strettamente legata alla voglia di partecipazione di queste comunità.

"Le cooperative cresciute attorno ai parchi eolici della zona raccolgono oltre 2.500 famiglie, che hanno investito di tasca propria in totale 5 milioni di sterline", spiega Graham Strachan, presidente della prima cooperativa e anima dell'iniziativa, che ha coinvolto finora 5 diversi parchi eolici realizzati dall'italiana Falck Renewables. "Il ritorno sull'investimento è molto interessante, supera il 10%", precisa Strachan. E di questi tempi, non è facile trovare un investimento sicuro con rendimenti di questa portata. "C'è chi investe pochi soldi a nome dei suoi nipotini e chi ci mette tutta la liquidità che possiede per costruirsi una pensione", racconta Strachan. Le cooperative danno la possibilità ai singoli individui di acquistare una quota dei parchi eolici a partire da 250 sterline, poco più di 300 euro, e non oltre le 20mila. La prima cooperativa è stata quella di Boyndie, nell'Aberdeenshire. Sono seguiti i parchi di Kilbraur nel Sutherland, Ben Aketil sull'isola di Skye e Millennium vicino a Inverness. "Oltre 1 milione di sterline è arrivato finora alle comunità coinvolte e in complesso è prevedibile che riceveranno almeno 11 milioni di sterline nel corso della vita di questi impianti, cioè altri vent'anni", precisa Strachan.

La modalità di coinvolgimento è quasi sempre la stessa. Non appena una nuova centrale eolica viene pianificata, le comunità locali sono coinvolte e consultate ad ogni stadio dello sviluppo e nelle successive attività. Questo aiuta a creare i necessari legami con gli abitanti del luogo. Falck ha sperimentato anche un approccio che integra le turbine di proprietà della comunità nei progetti del gruppo, come nel caso del parco di Earlsburn nello Stirlingshire, dove una delle turbine è di proprietà del paesino di Fintry. Gli abitanti di Fintry desideravano da tempo una propria turbina e Falck ha lavorato con la comunità ad un piano per installarla accanto alle 14 già previste dal piano del suo parco. Con il ricavato della turbina, oltre 100mila euro all'anno, Fintry ha realizzato progetti per isolare le abitazioni, ha installato caloriferi nell'atrio del centro comunale e ha fornito caldaie a legna per il centro sportivo.

Più in generale, ogni progetto cerca di aggregare le risorse presenti sul territorio. Nella fase di costruzione e operatività dell'impianto, vengono stipulati contratti con aziende locali, laddove possibile e commercialmente fattibile. Fin dal primo parco eolico scozzese, realizzato nel 2006, Falck ha firmato contratti con imprese scozzesi per circa 40 milioni di sterline, con una media di 140 persone impegnate nei lavori di progettazione e costruzione. Il prossimo, in costruzione a Nutberry, sarà pronto a metà 2013. Si cerca inoltre di rendere le centrali eoliche parte integrante delle comunità in cui sono localizzate. Gruppi di scolari del luogo e di altre comunità vengono regolarmente a visitare i siti e gli stessi ingegneri di Falck forniscono spiegazioni sull'energia eolica alle scuole. In pratica, dopo aver abbandonato l'acciaio, l'azienda italiana sta riproponendo all'estero l'imprenditoria sociale che era il suo marchio di fabbrica a Sesto. La storia della sua crescita nel Regno Unito, dove ha altri tre progetti eolici già autorizzati, è la dimostrazione di come profitto e sviluppo possano essere raggiunti in modo sostenibile, creando benessere per tutti gli stakeholders: azionisti, dipendenti, territorio e comunità locali.

Parigi chiama Berlino: nasce l'Airbus delle rinnovabili?

Parigi chiama Berlino per agganciarsi alla transizione energetica del potente vicino, in uscita dal nucleare. Laurent Fabius e Delphine Batho, ministri degli Esteri e dell'Energia, hanno lanciato un deciso appello pubblico a favore di una politica comune "rinnovata, solidale e aggressiva" e per la "costituzione di un campione europeo dell'energia rinnovabile", un Airbus delle fonti verdi, a partire dalle eccellenze europee già presenti nel settore, dall'eolico al solare, dai veicoli elettrici alle energie marine, passando per l'efficienza energetica.

Dopo la Germania, anche la Francia comincia a prendere sul serio l'idea di una politica energetica che guardi oltre l'atomo. Non a caso Edf, Areva e Alstom si sono lanciate nel mondo delle fonti rinnovabili, costruendo dal nulla e con successo, ad esempio, un comparto eolico che fino a poco tempo fa non avevano. Sull'altra sponda del Reno, Siemens ha deciso di uscire completamente dal nucleare e si è buttata a corpo morto nell'eolico offshore, dove ormai ha una quota di mercato del 75%. Con un'alleanza in questo settore, Parigi e Berlino potrebbero creare un campione europeo imbattibile, capace di far fronte alla potente concorrenza cinese. Altrettanto potrebbero tentare mettendo a fattor comune le eccellenze di Alstom e Siemens sulle smart grid o sull'efficienza energetica. Per non parlare del solare, dove i big tedeschi, da Solarworld a Q-Cells, potrebbero felicemente coniugarsi con le regine francesi, come Soitec o Photowatt, recentemente acquisita da Edf.

L'appello dei ministri francesi è tanto più significativo, in quanto arriva dal campione mondiale dell'industria nucleare, che per cinquant'anni si è mosso in totale autarchia rispetto alla politica energetica europea. Ma dopo Fukushima anche la Francia, estremamente legata all'atomo con il 75% di produzione elettrica nucleare, ha deciso di scendere a quota 50% al 2025, limite entro il quale il Belgio si è dato l'obiettivo di uscire completamente dal nucleare, da cui oggi deriva il 51% della sua produzione elettrica. La Germania, da parte sua, conta di abbandonare l'atomo entro il 2022 e la Svizzera, con il 40% di produzione elettrica da nucleare, è intenzionata a seguirla. La decisione sulle tecnologie da privilegiare per sostituire quella parte del parco nucleare, che sta diventando progressivamente obsoleto e verrà spento, è la più importante scelta industriale cui sono chiamati i governi europei attualmente in carica.

Fabius e Batho non citano a caso l'esempio di Airbus, il consorzio d'imprese aeronautiche francesi e tedesche - cui si sono poi aggiunti spagnoli e britannici - creato nel 1970 per competere ad armi pari con i colossi americani del settore. Proprio Louis Gallois, ex numero uno di Airbus, è il mandarino a cui François Hollande ha affidato il compito di dare la sveglia alla competitività francese, commissionandogli un rapporto su cui è in corso un furioso dibattito interno. Lo stesso Hollande ha già suggerito, in un discorso sul futuro industriale europeo, che Parigi e Berlino "potrebbero costituire un'avanguardia, lanciando una cooperazione tra le aziende dei due Paesi impegnate nella transizione energetica". Un dibattito analogo infuria in Germania, dove Michaele Schreyer, ex commissaria europea dei verdi, combatte da anni per il lancio di un'agenzia europea per le rinnovabili, Erene, che faccia le funzioni svolte un tempo dall'Euratom per il nucleare. La grande industria ha preso perfettamente sul serio Angela Merkel nella sua svolta energetica fuori dall'atomo, che il ministro dell'Ambiente, il cristiano democratico Peter Altmaier, ha definito "il nostro sbarco sulla luna", intendendo con questo l'apertura di un orizzonte industriale totalmente nuovo. Ma la spartizione della nuova torta per ora è una battaglia tutta interna.

I francesi invece vogliono capire se la Germania, al cui recente miracolo economico ha contribuito non poco la crescita fenomenale dell'industria delle rinnovabili, vorrà "sbarcare sulla luna" da sola o in compagnia. Ha senso tappezzare di pannelli solari Made in China i campi del Nord della Germania, dove il sole non c'è, solo per mancanza di un progetto comune? Non sarebbe meglio lanciare una strategia continentale delle fonti rinnovabili, mettendo in rete il vento del Nord e il sole del Sud, le biomasse dei campi e le correnti marine della Manica, per convogliarle in un mercato comune, facendo leva sulle eccellenze di ogni Paese? E' quello che si chiede anche il commissario europeo Günther Oettinger quando invita i tedeschi a "includere l'Europa" nella loro svolta: "I costi della transizione saranno più bassi". E' quello che chiederanno anche Laurent Fabius e Delphine Batho "al Consiglio Energia della Ue in programma il prossimo maggio, facendo leva sulla cooperazione franco-tedesca". Gli altri, intanto, stanno a guardare.

Le utilities hanno il mal di rating: è il nuovo che avanza

I produttori di energia da fonti rinnovabili lo ripetono da anni: con l'apporto di queste fonti pulite e gratuite, il prezzo dell'elettricità all'ingrosso è destinato a scendere e quindi ad alleggerire in bolletta il fardello dei famosi incentivi. Ora se ne sono accorti anche gli analisti finanziari, ma le conclusioni che ne traggono sono diverse. Quello che per i consumatori di energia si sta rivelando un effetto positivo, per le grandi utilities rischia di diventare un grosso danno.

La riduzione dei prezzi elettrici ha eroso i margini degli operatori che ricavano energia principalmente dalle fonti fossili, dice uno studio di Moody's. E ci sono già le prime vittime: Moody's ha tagliato il rating a lungo termine di Enel da Baa1 a Baa2 con outlook negativo, mentre Ubs ha declassato la tedesca Rwe e la francese Edf con la stessa motivazione. Non importa agli analisti se queste stesse aziende possiedono anche una bella fetta della potenza elettrica rinnovabile in Europa: il problema deriva dalle centrali a gas o a carbone, che hanno altissimi costi operativi, ma spesso girano a vuoto, soprattutto negli orari di punta per l'industria, quando un tempo guadagnavano di più, mentre oggi sono battute sul campo dalla produzione solare, che proprio in quegli orari gira al massimo. Nei Paesi dove la crescita delle rinnovabili è stata più marcata, come in Germania e in Italia, il prezzo dell'energia venduta in Borsa negli orari di punta si è ridotto quasi della metà rispetto ai picchi di cinque anni fa. Sono i costi operativi degli impianti tradizionali - che bruciano combustibili agganciati alle quotazioni del petrolio - a mettere al tappeto i ricavi delle grandi utilities elettriche. Gli analisti di Ubs prevedono che metà dei profitti, messi a segno dalle utilities europee con la vendita di energia elettrica, verranno spazzati via da qui al 2020, rivoluzionando completamente il panorama del settore. "Quelle che un tempo erano considerate aziende stabili, hanno visto il loro modello di business sconvolto e ci aspettiamo che la crescita progressiva della produzione rinnovabile intacchi ulteriormente la qualità del credito delle utilities europee", spiega Scott Phillips, autore dello studio di Moody's.

D'altra parte, gli investitori non premiano nemmeno i produttori di energia da fonti rinnovabili, che in Borsa vanno mediamente peggio del mercato, per colpa dei tagli generalizzati agli incentivi statali. Il Nex, l'indice globale più rappresentativo di questi titoli, ha perso il 15,5% nel secondo trimestre dell'anno, contro un -3,3% dell'S&P 500. L'Irex, indice corrispondente sul mercato italiano, è calato addirittura del 32% nel secondo trimestre dell'anno. Paradossalmente, quindi, le grandi utilities vengono punite sia quando producono energia da fonti fossili, sia quando investono nelle fonti rinnovabili.

Ma la débacle finanziaria non impedisce alle fonti verdi di crescere molto sul piano degli investimenti industriali, poiché risulta chiaro a tutti il valore di questa scommessa sul lungo termine. La rivoluzione del sistema elettrico europeo, quindi, è destinata a continuare. Oltre 100 gigawatt di potenza elettrica da fonti rinnovabili sono stati installati in Europa negli ultimi cinque anni, soprattutto in Germania, Italia e Spagna. E da qui al 2020 se ne aggiungeranno altri 150 gigawatt, secondo lo studio di Moody's. L'energia verde, che oggi contribuisce per un terzo della potenza elettrica installata in Europa, è destinata a salire al 50% nel 2020. Con i loro costi operativi bassissimi, questi impianti continueranno a comprimere i margini degli altri, destinati a produrre sempre di meno. L'irregolarità della produzione da fonti rinnovabili, però, impedisce di chiudere le centrali tradizionali. L'elettricità prodotta dal vento e dal sole non può essere accesa e spenta a piacimento, così come si può fare con le fonti fossili, che serviranno sempre per tappare i buchi quando si offusca il sole e cade il vento. La sfida centrale del prossimo decennio, per il sistema elettrico europeo, starà tutta nella soluzione di questo rebus. Moody's ricorda, come possibile soluzione, lo sviluppo di impianti di accumulo e in particolare il piano d'investimenti da 1 miliardo di Terna sulle batterie e il progetto sperimentale di E.on su un impianto a idrogeno. Ma la prospettiva degli accumuli, che risolverebbe l'intermittenza delle fonti pulite, può "penalizzare ulteriormente i prezzi di picco", incrementando la competitività delle rinnovabili ed emarginando ancor di più la produzione termoelettrica. Una prospettiva poco attraente per le utilities tradizionali.

Celle double-face e vetri solari: il fotovoltaico si fa in quattro

Pannelli fotovoltaici sfaccettati che generano molta più energia di quelli piatti, celle double-face che catturano l'energia del sole su tutte e due le superfici, vetri solari capaci di produrre energia a buon mercato con una tecnologia basata sul colore, sistemi integrati intelligenti che raccordano la produzione solare con l'efficienza energetica. Il fotovoltaico si fa in quattro per raggiungere in tempi brevi la grid parity, ovvero la competitività con i combustibili fossili, che in alcune zone d'Italia è già a portata di mano, anche grazie all'aumento costante del prezzo del petrolio.

Il calo dei prezzi dei moduli e l'esplosione del mercato interno cinese sono i fattori destinati a caratterizzare nei prossimi mesi il fotovoltaico mondiale, che cerca di aggiustare il tiro mano a mano che i diversi Paesi smettono di incentivarne la crescita, ormai esponenziale. Dopo la Spagna, che già nel 2010 aveva ridotto gli incentivi quasi a zero, anche il Regno Unito e la Germania hanno messo mano alle forbici con tagli significativi l'anno scorso e adesso l'Italia sta facendo lo stesso. Finita la pacchia europea, sul versante produttivo è iniziata così una fase di consolidamento a livello globale, che privilegia i produttori più impegnati nella ricerca e nell'innovazione, con la previsione di un'uscita dal mercato dei player industriali più deboli. 

Per restare a galla in questo mercato in tumultuosa evoluzione, va da sé che la creatività nell'innovazione è di cruciale importanza. Chi riuscirà a industrializzare ora le killer application di domani, è destinato a dominare la scena per molti anni a venire. Lo sforzo della ricerca si concentra in particolare sull'ulteriore miglioramento del rapporto fra efficienza e costo del modulo fotovoltaico. Il basso valore di questo rapporto rispetto ad altre fonti energetiche si traduce in un alto costo per kilowattora prodotto, almeno nel periodo di ammortamento dell'impianto, e costituisce il limite più forte all'affermazione su grande scala di questa tecnologia. Quindi la ricerca si indirizza verso la scoperta di materiali semiconduttori e tecniche di realizzazione che coniughino il basso costo con un'alta efficienza di conversione.

Dal silicio cristallino si è passati così al silicio ribbon, colato in strati piani come un nastro, al silicio amorfo che consente di realizzare moduli a film sottile, al tellururo di cadmio, solfuro di cadmio o arseniuro di gallio, tutti materiali più economici ma meno efficienti. Si lavora sui processi di produzione, sperimentando varie alternative di realizzazione, come le celle sfaccettate tridimensionali di Solar3D, che puntano a catturare la luce radente in tutte quelle angolature che adesso sfuggono ai moduli tradizionali, con una produzione di energia doppia rispetto all'attuale. Sono già industrializzate celle double-face, capaci di produrre energia da entrambe le facciate e quindi adatte per realizzare pareti libere, come i pannelli di protezione acustica lungo le autostrade. Ma si punta soprattutto all'integrazione negli edifici, come nel caso del vetro solare proposto da Oxford Photovoltaics, un'evoluzione che potrebbe presto permettere ai grattacieli di essere indipendenti dal punto di vista energetico. Nei vetri solari inventati da questo spin-off dell'università di Oxford, la luce del sole interagisce direttamente con il colorante, consentendo un costo di produzione non molto superiore ai pannelli tradizionali, calcolato dai ricercatori sui 35 centesimi per watt. Nel giro di un anno, quando l'industrializzazione sarà completata, potrebbero rivoluzionare un intero comparto: da un grattacielo alto 220 metri collocato in Texas e ricoperto interamente con vetro solare, si potrebbe generare fino a 5,3 megawattora al giorno, sufficienti per esempio ad alimentare 52.000 pc, rendendo l'edificio praticamente indipendente se affiancati a un'efficiente sistema di illuminazione a Led.

La torre ecologica di Renzo Piano svetta sull'Europa

The Shard svetta sullo skyline di Londra con i suoi 310 metri d'altezza, come una gigantesca scheggia di vetro. L'ultima fatica di Renzo Piano è ormai completa e si avvicina a grandi passi all'inaugurazione, il 5 luglio, appena in tempo per assistere ai giochi olimpici, dal suo punto di vista privilegiato. Questa piramide scintillante che s'innalza dalla riva Sud del Tamigi a sovrastare tutta l'Europa, superando l'attuale primato della Commerzbank Turm di Francoforte, rappresenta il simbolo di un modo di costruire che unisce l'innovazione tecnologica più estrema alla sostenibilità ambientale. Richard Mawer, uomo chiave del team di Piano per la progettazione strutturale, è convinto che sia questo il futuro delle città: solo l'altezza unita all'attenzione per l'efficienza energetica e a uno sviluppo urbano basato sui trasporti pubblici può rispondere alla domanda crescente di spazio abitativo senza sprecare le risorse limitate che abbiamo a disposizione.

Partiamo dallo sviluppo urbano. Spesso le torri così alte diventano "simboli arroganti e aggressivi del potere, egocentrici ed ermetici", come ha detto lo stesso Renzo Piano presentando il progetto. Non finirà così anche questa?

"No. The Shard s'inserisce in maniera organica dentro Southwark, il nuovo quartiere di Londra che si sta ridisegnando attorno alla London Bridge Station, uno dei cinque maggiori snodi infrastrutturali della città. Southwark era considerato fino a pochi anni fa solo un'immediata periferia industriale dismessa e ora è uno dei posti più gettonati della città, con la Tate Modern di Herzog & De Meuron, il Neo Bankside di Richard Rogers, il Bourough Market, il More London di Foster e il Riverside Walkway, che conduce fino al Design Museum di Joseph Conran. La nuova torre è stata progettata proprio per incrementare la densità di quest'area in pieno sviluppo".

I frequentatori di questa piccola città verticale come ci arriveranno?

"La torre è servita da una linea di metropolitana, sei linee ferroviarie e quattordici linee d'autobus. Dovrebbero essere abbastanza per le settemila persone che ci lavoreranno e i 200mila utenti che graviteranno ogni giorno sui negozi, uffici, alberghi, teatri, bar, ristoranti, sul museo e la galleria panoramica. All'intera costruzione sono stati assegnati soltanto 50 posti auto".

E con tutto questo vetro, non si morirà di caldo come in una serra, facendo schizzare alle stelle i consumi energetici per la climatizzazione?

"Al contrario, la doppia pelle della facciata passiva è stata realizzata in vetro a basso contenuto di ferro, con una serie di accorgimenti che consentiranno di risparmiare il 35% dell'energia normalmente necessaria per riscaldamento e raffreddamento. Delle aperture operabili sulla facciata consentono la ventilazione naturale dei giardini d'inverno inseriti lungo tutto l'edificio".

Un giacimento nascosto che non sappiamo sfruttare

E' arrivata l'ora dell'efficienza energetica, la fonte di energia più abbondante e a buon mercato che abbiamo a disposizione. Un primo accenno l'abbiamo avuto dal Quinto Conto Energia: incentiva il fotovoltaico, ma obbligherà tutti gli impianti costruiti su edifici a presentare una certificazione energetica con le indicazioni precise degli interventi da fare per migliorare la prestazione dell'immobile. Poi è arrivata la Strategia Energetica Nazionale, tratteggiata per la prima volta dal ministro dello Sviluppo Economico Corrado Passera in Senato. Qui l'efficienza energetica sta al primo punto fra i cinque elencati dal ministro come prioritari per il governo. Un segnale inequivocabile che qualcosa si sta muovendo. Sull'efficienza, ha detto Passera, "possiamo e vogliamo perseguire una vera leadership industriale nel settore". Come? Passera indica quattro linee d'intervento: le normative ad hoc per migliorare gli standard di edifici e apparecchiature; l'enforcement delle norme; la sensibilizzazione dei consumatori e la revisione degli incentivi. Ad oggi, l'unico incentivo che stimola l'efficienza energetica è la detrazione fiscale del 55% sulle riqualificazioni. E dall'anno prossimo non è più sicuro nemmeno quello. Per la modernizzazione del sistema, dice Passera, servirà una strategia energetica "chiara, coerente e condivisa", che "inizieremo a discutere con tutti gli attori rilevanti in estate". Non è mai troppo tardi.

Sull'efficienza in edilizia, siamo già stati messi in mora da Bruxelles: a fine aprile la Commissione ha deferito l'Italia alla Corte di Giustizia Ue per non essersi pienamente conformata alla direttiva del 2002 sul rendimento energetico nell'edilizia. Il procedimento d'infrazione contro l'Italia è partito nel 2006, con lettere e pareri motivati al nostro Paese, che non si è conformato "alle disposizioni relative agli attestati di rendimento energetico". Le distorsioni del mercato italiano, del resto, sono sotto gli occhi di tutti. E' vero, infatti, che dal primo gennaio è obbligatorio per chi vende o affitta un immobile dichiarare la classe energetica di appartenenza, ma è anche vero che dilagano gli attestati offerti da sedicenti certificatori senza neanche vedere l'immobile, via email e a prezzi stracciati. Un obbligo rispettato così, ovviamente non serve a nulla.

In un Paese dove la maggior parte degli immobili sono in classe G, con un dispendio energetico di oltre 160 kilowattora per metro quadro per anno, si sta perdendo un'occasione preziosa di metter mano al problema. E una grande opportunità di business, visto che la riqualificazione degli immobili è l'unico segmento dell'edilizia che mostra ancora qualche segnale di vita. In base agli ultimi dati diffusi dal Cresme, nel 2011 gli investimenti destinati alle nuove costruzioni non hanno superato i 60 miliardi, mentre la manutenzione ne ha messi a segno 108, quasi il doppio, divisi tra manutenzione ordinaria (30 miliardi) e straordinaria (78,2 miliardi). Tradotto in percentuali, significa che gli investimenti nelle nuove costruzioni contano ormai solo per il 37% del mercato (e ancora di meno, al 31%, se si tolgono le realizzazioni per il fotovoltaico). La sostenibilità ambientale, dunque, se coltivata con normative mirate e incentivi efficaci, potrebbe diventare una miniera d'oro per l'edilizia in crisi e far decollare un settore, quello dell'impiantistica, oggi dominato dai tedeschi. Non a caso l'efficienza energetica, che in Germania si prende sul serio, lassù ha ricadute importanti anche sul mercato immobiliare, con un immobile di classe A che vale il 30% in più di uno di classe G.

L'International Energy Agency definisce l'efficienza energetica "il combustibile nascosto del futuro" e sostiene che potrebbe avere un peso determinante nella lotta globale alle emissioni climalteranti: se sfruttata a fondo, potrebbe abbatterle del 71% da qui al 2020, contro appena il 18% attribuito alle fonti rinnovabili. Per la Commissione, con l'efficienza energetica potremmo ridurre del 40% i consumi di energia in Europa. Confindustria, da parte sua, ha stimato un impatto economico complessivo di quasi 15 miliardi di euro da qui al 2020, valutato considerando sia l'onere sullo Stato a seguito di politiche di incentivazione, sia la valorizzazione dell'energia risparmiata. In pratica, adottando iniziative che tendano a stimolare il mercato verso l'efficienza energetica nei vari ambiti (industria, terziario, residenziale e trasporti), si potrebbero muovere 130 miliardi di euro di investimenti e crearei 1,6 milioni di posti di lavoro, con un risparmio complessivo di 20 milioni di tonnellate di petrolio. Come dire togliere 23 milioni di automobili dalle strade italiane.

Terna contro tutti nella guerra delle batterie

La parola d'ordine è: batterie. Non quelle per l'auto, ma molto più grandi, da inserire negli snodi della rete su cui insistono gli impianti eolici o fotovoltaici, che con la loro intermittenza rischiano di mettere ko il sistema elettrico dei Paesi in cui stanno crescendo di più, come l'Italia. La corsa ai sistemi di accumulo, che consentono di stoccare l'energia prodotta in eccesso e poi rilasciarla nei momenti di picco, quando costa di più e dà più soddisfazioni al produtore, si è aperta anche da noi. Ed è subito rissa.

Il problema è: gli accumuli sono di pertinenza della rete ad alta tensione, dei distributori in media e bassa o dei produttori di energia elettrica? Terna sostiene che sono affar suo e mette a gara 130 megawatt di batterie. La società guidata da Flavio Cattaneo ha appena pubblicato un bando europeo per dotarsi di questo strumento nuovo. E si è alleata con Legambiente per sviluppare una collaborazione e uno scambio d'informazioni sull'impatto ambientale in materia, volto a facilitare l'autorizzazione delle opere in programma. Ma non tutti sono d'accordo sui piani di Terna, che dovrebbe limitarsi, secondo alcuni, a costruire le autostrade dell'energia, di cui c'è sempre più bisogno, senza occuparsi di fonti rinnovabili, tipicamente distribuite sul territorio là dove le grandi reti ad alta tensione non arrivano.

Nella logica dell'utilizzo dell'energia da fonti rinnovabili vicino a dov'è stata prodotta, infatti, l'Authority per l'Energia ha appena promosso otto progetti pilota per sperimentare sistemi di gestione intelligente delle reti di distribuzione locali dell'energia, in cui Enea, A2A, Acea e altre società di distribuzione useranno anche sistemi di accumulo molto avanzati, come le grandi batterie agli ioni di litio installate dall'Enel nel progetto di Isernia, che dovranno stoccare l'elettricità prodotta dai campi eolici e fotovoltaici circostanti in una cabina primaria, dove finisce la rete di trasmissione di Terna e comincia quella di distribuzione, dell'Enel.

D'altra parte le associazioni dei produttori, da Assoelettrica a Federutility, sono convinti che i sistemi di accumulo invece siano un sistema di produzione come un altro e quindi siano affar loro, che finora se ne sono occupati sfruttando la capacità di stoccaggio dei grandi bacini idroelettrici. Soprattutto, chiedono maggiore prudenza sulle procedure e maggiore trasparenza sui costi. Terna non si dà per vinta e lancia il bando, proprio mentre escono le direttive sulla nuova composizione delle tariffe dell'Autorità per l'Energia, che prevedono una maggiorazione del 2% sul tasso di remunerazione dell'investimento per i progetti pilota su questo tipo di accumuli. Appena uscito il documento, che invece limita al 7,2% il tasso di remunerazione degli investimenti per le attività di trasmissione dell'energia, le azioni di Terna sono precipitate in Borsa del 6%. Cattaneo, che chiedeva di alzare la remunerazione all'8% dal 6,9% attuale, ora minaccia di non poter portare a termine gli investimenti nella rete previsti dal piano strategico. Nella guerra in corso fra Terna e le società di produzione, così, s'inserisce l'Authority. Basta che alla fine non ci rimetta la rete.

E' scoppiata la bolla del sole, ora si punta sulla grid parity

La corsa all'oro è finita. Dopo l'anno del boom, arriva la frenata per il fotovoltaico mondiale. Il crollo del prezzo dei pannelli, che da un lato favorisce la diffusione di questa tecnologia, dall'altro manda in crisi l'industria. E così anche in Italia si profilano le prime chiusure: il colosso americano Memc ha deciso di fermare lo stabilimento di polisilicio di Merano, dov'era stata inaugurata la terza linea produttiva appena un anno fa. Per Memc, che in Italia ha un altro stabilimento a Novara, non è una crisi locale, ma globale: ridurrà anche la capacità degli stabilimenti di Portland, in Oregon, e Kuching in Malesia. I tagli colpiranno oltre 1.300 lavoratori, il 20% del totale. Al fine di ridurre i costi, le unità di business Solar Materials e SunEdison saranno fuse dal prossimo 1° gennaio. E lo stabilimento da 6.000 tonnellate l'anno di Merano, che sta mettendo 200 lavoratori in cassa integrazione a zero ore, potrebbe essere chiuso "se non saranno raggiunte nel breve periodo drastiche riduzioni dei costi", su cui la società sta lavorando con la Provincia di Bolzano.

L'ombra di Solyndra, l'azienda che un anno fa era stata definita da Obama un esempio da imitare e in ottobre ha portato i libri in tribunale, si allunga così anche sul mercato di casa nostra. Proiettato a velocità astronomica dai generosi incentivi concessi negli anni scorsi da molti governi, soprattutto europei, il fotovoltaico internazionale rischia ora di rimanere vittima del suo stesso impeto, schiacciato dall'eccesso di capacità produttiva e di scorte. Quest'anno infatti i Paesi sviluppati (e non solo) si trovano a fare i conti con l'escalation dei debiti pubblici e i sussidi sono stati tagliati un po' dappertutto. Il calo della domanda derivato dal taglio degli incentivi sta provocando e continuerà a provocare un eccesso produttivo di materia prima, moduli e pannelli, che avrà le conseguenze negative più pesanti sugli operatori europei.

 Con un 20% di produzione in eccesso rispetto alla domanda, il prezzo del silicio policristallino è crollato del 93%, a 33 dollari al chilo rispetto ai 475 di tre anni fa. Quanto al prezzo dei moduli, ha registrato quest'anno un crollo del 40% dovuto all'avvio di nuove linee produttive in Asia proprio nel momento in cui i governi occidentali riducevano drasticamente gli incentivi per contenere i deficit e i prezzi dell'elettricità. Di conseguenza, le previsioni dei vari centri studi concordano sull'inesorabile discesa del valore azionario delle società del settore. La stessa Fitch ha "tagliato il rating" del fotovoltaico con un'analisi appena uscita. Il Bloomberg Global Leaders Solar Index, che monitora l'andamento dei titoli delle principali aziende fotovoltaiche quotate, risulta dimezzato: all'inizio di dicembre è sceso sotto i 50 punti rispetto al valore base dell'indice, che era stato fissato a 100 il 31 marzo 2009.

In questo panorama grigio, però, restano alcuni sprazzi di sole: all'inizio di dicembre è stato allacciato alla rete il milionesimo impianto fotovoltaico della Germania, sul tetto dell'Istituto per la ricerca sportiva a Berlino: l'associazione dell'industria fotovoltaico tedesca, Bsw-Solar, sottolinea che la Germania è il primo Paese al mondo per capacità fotovoltaica installata, con 17,2 gigawatt alla fine del 2010, cui si aggiungeranno quest'anno altri 5-6 gigawatt. In Italia continuano a ritmo continuo gli allacciamenti: Enel Green Power ha appena connesso un impianto da 5 megawatt in Sicilia, vicino a Enna. L'indiana Moser Baer ha realizzato insieme a General Electric un parco da 20 megawatt su 26 ettari di serre in Sardegna, non lontano da Cagliari. Nell’ex area mineraria di Santa Barbara, in Toscana, è statao inaugurato la settimana scorsa un parco da 10 megawatt. La tedesca Juwi ha inaugurato un impianto da 3,1 megawatt vicino a Viterbo. Il gruppo Kinexia ne ha realizzato un altro da 11 megawatt a Latina. TerniEnergia ha annunciato che sono in corso di realizzazione 6 impianti per complessivi 20 megawatt nel Lazio, in Puglia, Calabria e Sicilia. Il fotovoltaico italiano, quindi, continua a crescere e la riduzione del prezzo dei pannelli si sta rivelando un bel vantaggio per chi installa e finanzia i progetti. In complesso, quest'anno gli investimenti nel settore hanno superato i 2,8 miliardi, secondo uno studio di Althesys.

Come in tutti i cicli, insomma, l'abbassamento dei prezzi porta qualche mal di pancia, ma innesca la ripresa. Fitch Ratings ritiene che il settore ripartirà nel 2013, quando arriveranno sul mercato le ultime innovazioni della tecnologia fotovoltaica e l'avvio della terza fase del sistema di emission trading Ue accrescerà il costo di generazione elettrica da fonti fossili. Anche Bloomberg New Energy Finance fissa al 2013 la ripresa della domanda, che finalmente deriverà non più dai sussidi pubblici ma dal graduale miglioramento della competitività del solare rispetto alle fonti fossili (la cosiddetta grid parity), soprattutto nei Paesi più assolati.

Le isole italiane laboratori ideali per rinnovabili e smart grid

Isole intelligenti nei mari nordici ce n'è già tante. Dalla danese Bornholm alle britanniche Orcadi, nei Paesi dove le tecnologie digitali sono più diffuse le isole sono i tipici banchi di prova delle smart grid. E nel Mediterraneo? All'Italia non mancherebbe la materia prima. Le nostre isole vanno tutte a gasolio, con inquinamento rampante e inefficienze macroscopiche. Basta fare un giro a Stromboli o a Pantelleria per rendersene conto, con tutte le ricadute pestilenziali e l'inquinamento acustico del caso. Eppure molte delle nostre isole rientrano nella "sun belt" del pianeta, quella dove l'energia del sole ha già raggiunto la grid parity, ovvero la competitività con i combustibili fossili. Per non parlare del geotermico cui si potrebbe attingere in aree tipicamente vulcaniche. O dell'eolico offshore, visto che lungo le coste delle isole il vento non manca mai. Sembrano location da manuale per ospitare un mix di rinnovabili e reti intelligenti, abbinate all'uso dei veicoli elettrici, con potenziali ricadute sul turismo di fascia alta, soprattutto dai Paesi del Nord. "Peccato non avere tanti progetti pilota con diversi modelli di business in tutte le isole italiane", suggerisce Antonio De Bellis, vicepresidente di AssoAutomazione in Anie e responsabile per il Mediterraneo dell'unità di business sulle smart grid in ABB. "Sarebbero dei laboratori straordinari, da cui trarre modelli da far studiare alla Bocconi e diffondere poi nel resto del mondo", precisa De Bellis. "In questo modo si aprirebbe il mercato a diverse tecnologie, portando benefici un po' a tutti, senza vincitori né vinti", aggiunge. Studi in materia ce ne sono già. L'Enea ha concepito un progetto molto dettagliato per fare di Pantelleria un'"isola verde", alimentata a fonti rinnovabili e dotata di una rete intelligente per la gestione efficiente del sistema. Insieme alla S.Med.E, che gestisce la produzione e la distribuzione dell'energia elettrica nell'isola, ha fatto anche un calcolo dei costi, nell'ordine dei 17 milioni di euro, compensati da benefici di 500mila euro all'anno. Ma il progetto resta un bel sogno.

Italia campione del solare, ma la ricerca non tiene il passo

Con oltre 10 gigawatt di potenza fotovoltaica installata, l'Italia è diventata quest'anno il primo mercato mondiale per l'energia del sole. Ma la ricerca non tiene il passo. Nel 2010 dai laboratori italiani sono arrivate solo 95 domande di brevetti in materia energetica all'European Patent Office, contro 1805 dagli Stati Uniti o 1175 dalla Corea. 

 "Negli ultimi vent'anni, siamo rimasti fermi su questo fronte, mentre gli altri Paesi industrializzati hanno fatto passi da gigante", spiega Stefano Da Empoli di I-Com, commentando il suo rapporto sull'innovazione energetica. "La Corea è un buon esempio di questo divario, viste le analogie con l'Italia sotto il profilo economico: nel 2000 le domande di brevetto coreane erano paragonabili alle nostre, oggi sono oltre dieci volte tanto", precisa Da Empoli. Ma anche la Spagna, che nel 2000 anni fa era ancora all'età della pietra, oggi produce più brevetti dell'Italia. In complesso, nell'arco temporale 1988-2007 la quota italiana sui brevetti europei era del 2,5%, mentre nel 2010 non è andata oltre lo 0,7%.

Questa evoluzione si rispecchia nella dinamica degli investimenti. Nell'ultimo decennio, il settore energetico ha conquistato una fetta crescente degli investimenti globali in ricerca e sviluppo, che nel 2000 rappresentava il 4,5% del totale, contro il 4,9% del 2009. Ma a seconda dei Paesi cambia molto il rapporto tra investimenti pubblici e privati. Rispetto agli altri Paesi industrializzati, l'Italia è un'eccezione assoluta, perché il pubblico fa sempre la parte del leone. Nelle altre economie avanzate è l'inverso: malgrado un aumento della quota pubblica negli ultimi anni di crisi, sono sempre le aziende private che spendono di più in ricerca e sviluppo, anche nel campo dell'energia. Senza citare l'esempio degli Stati Uniti, dove il rapporto è di quattro a uno, nell'Ue a 27 gli investimenti privati sono il doppio di quelli pubblici, in Germania e nel Regno Unito il triplo, in Spagna il quadruplo. E' il governo francese, invece, quello che spende di più per la ricerca energetica in Europa, ferma restando anche qui la prevalenza dello sforzo privato sul pubblico: tra il 2001 e il 2009, i suoi investimenti hanno rappresentato annualmente, in media, il doppio di quelli tedeschi e italiani, che si aggirano attorno ai 500 milioni di dollari.

In complesso, in questi dieci anni l'Unione Europea ha destinato la quota maggiore di risorse pubbliche al nucleare, ma è una spesa che si sta contraendo, dal 55% del 2000 al 32% del 2009. In Italia, invece, la programmazione politica ha preferito sostenere la ricerca nell'efficienza energetica, a cui ha destinato il 22,8% delle risorse nel 2009, rispetto all'8,8% del 2000.

Un batterio salverà l'Amazzonia

Un batterio salverà l'Amazzonia. E non ci metterà neanche tanto tempo: "Quattro o cinque anni", sostiene Greg Stephanopoulos, professore di ingegneria chimica e biotecnologie al Mit di Boston, in Italia per partecipare a un convegno organizzato da Federchimica e dall'Accademia dei Lincei in occasione dell'anno mondiale della chimica. Stephanopoulos è il "papà" di quel batterio: lo ha educato amorevolmente per anni a trasformare qualsiasi carboidrato in olio e ora la creatura è capace di farlo in maniera rapida ed efficiente. "Molto più rapida ed efficiente di tutti gli altri esempi pubblicati dalla letteratura scientifica", precisa il genitore.

Il suo batterio, per la precisione, è in grado di produrre biodiesel da risorse rinnovabili a 25-30 centesimi di dollaro al litro, quindi competitivo con il diesel da petrolio, senza sussidi statali e senza far concorrenza alle coltivazioni alimentari. Ora il processo, sviluppato nei laboratori di ingegneria metabolica del Mit, dev'essere industrializzato. E Stephanopoulos ci sta provando con una start-up chiamata Novogy, considerata l'oggetto più misterioso del mercato americano dei biocarburanti, per il segreto che la circonda. Da qui alla produzione di massa, ci vorrà qualche anno. Ma Stephanopoulos è ottimista, perché vede in arrivo un grosso investimento da parte di una major petrolifera. E, si sa, con le spalle coperte da una major i processi di industrializzazione vanno piuttosto spediti.

Certo è che la gara dell'ingegneria genetica per la produzione di biocarburanti è cominciata e chi arriverà per primo potrebbe diventare il prossimo John Rockefeller post-petrolifero. Sulla linea di partenza non c'è solo lui, Stephanopoulos, ma anche diversi suoi colleghi, a partire da Jay Keasling, un'altra star della ricerca che si occupa di biologia sintetica al Joint BioEnergy Institute di Emeryville, nella baia di San Francisco, a due passi da Berkeley. Keasling ha fondato una start-up chiamata Amyris, direttamente in concorrenza con Novogy.

Come disse lo sceicco Yamani, l'era del petrolio non finirà per l'esaurimento del petrolio, così come l'età della pietra non è finita per l'esaurimento delle pietre. Anche se il petrolio durasse all'infinito, infatti, un prodotto altrettanto economico ed efficace, ma più facile da industrializzare e più ecologico, alla lunga potrebbe avere la meglio sull'originale. Non a caso, tutte le compagnie petrolifere mondiali sono molto interessate alla ricerca nei combustibili non convenzionali, tanto che Stephanopoulos ha vinto qualche mese fa l'Eni Award 2011. "Ormai non si parla più di idrocarburi solo in termini di riserve sotterranee, ma anche di riserve 'above ground', riferendosi alle coltivazioni destinate a biofuel", spiega. Peccato che queste riserve 'above ground' spesso e volentieri comportino l'abbattimento di miglia e miglia di foreste, per destinare quei territori alla coltivazione della soja, da cui estrarre l'olio per produrre biodiesel. Al momento attuale, il 90% del biodiesel mondiale deriva dalla soja. La deforestazione dell'Amazzonia procede al ritmo di 7.000 chilometri quadrati all'anno. In questo modo il Brasile è diventato il primo produttore mondiale di granaglie, compresa la soja, che rappresenta ormai oltre un terzo del suo prodotto interno lordo.

Gli studi di Stephanopoulos e compagni, invece, mirano a utilizzare i batteri come "raffinerie" sempre più efficienti nella trasformazione di materie prime rinnovabili in biocarburanti che abbiano prestazioni uguali a quelle dei carburanti petroliferi, con procedimenti abbastanza poco costosi da renderli competitivi. Il risultato più rilevante conseguito da Stephanopoulos, un ingegnere chimico che si occupa già da vent'anni di biotecnologie, è l'incremento della tolleranza delle coltivazioni microbiche alla tossicità dei prodotti. In questo modo aumenta la produttività nella fabbricazione di biofuel e la versatilità di trasformazione. Il batterio ingegnerizzato al Mit può produrre biodiesel da qualsiasi zucchero, acido acetico, glicerina o biomassa cellulosica. Non ha certamente bisogno di materie prime da coltivazioni alimentari e probabilmente nemmeno di coltivazioni ad hoc: basta dargli in pasto i rifiuti delle nostre tavole o delle attività agricole. "E il rendimento è doppio rispetto ai nostri concorrenti", sostiene fiero Stephanopoulos.

La ricerca, sia per Stephanopoulos che per Keasling, parte da lontano. Per tutti e due, il primo amore è stata la medicina: producendo con le biotecnologie molecole che prima venivano sintetizzate in laboratorio a costi altissimi, sono riusciti a fornire ai pazienti le stesse cure a prezzi irrisori. Stephanopoulos è arrivato a produrre il Taxol, un'importante arma nella lotta contro il cancro, partendo da una forma riprogrammata di Escherichia coli. Keasling ha fatto lo stesso con l'Artemisinina, un potente farmaco antimalarico. In tutti e due i casi, si è trattato di far fare a un batterio il lavoro di una pianta: il Taxol viene estratto dalla corteccia del tasso del Pacifico mentre l'Artemisinina viene dall'Artemisia annua, molto diffusa in Cina. Resta una perplessità: perché trasferire ai batteri un compito già assolto da altre forme viventi? "I batteri sono lavoratori low cost, sostituendosi all'equivalente processo chimico che richiederebbe temperature e pressioni elevate e solventi costosi", rileva Stephanopoulos. Un buon soggetto per Charlie Chaplin e un altro Modern Times.

L'Italia si scopre Paese del sole

Italia primo mercato mondiale del fotovoltaico quest'anno. La stima è di SolarPlaza, che nel 2011 prevede per il solare italiano una crescita superiore a quello tedesco, fino ad oggi mercato di riferimento per l'energia del sole. E non stupisce, visto che ormai siamo ben oltre i 10mila megawatt installati, secondo i dati del Gestore dei Servizi Energetici, contro i 1000 megawatt dell'inizio 2010 e i 3000 dell'inizio di quest'anno. In un anno e mezzo abbiamo decuplicato la potenza installata e secondo il Gse arriveremo a quasi 12mila megawatt entro fine anno, con oltre 350mila impianti in esercizio.

E' un boom rapidissimo, che sembra destinato a continuare. L'Italia, se queste previsioni si riveleranno esatte, nel 2011 avrà installato il triplo della potenza realizzata in Germania, da oltre un decennio leader del mercato fotovoltaico mondiale. A oggi, in totale, sono entrati in esercizio oltre 270mila impianti. La Puglia, con circa 1.685 megawatt per 17.812 impianti in esercizio, mantiene il primato della regione con maggiore potenza installata, mentre la Lombardia resta in testa alla classifica delle regioni con maggior numero di impianti in esercizio (38.810 per 993 megawatt), seguita dal Veneto, con 36.066 impianti per 894 megawatt. La Germania, che l'anno scorso ha realizzato nuova potenza fotovoltaica per oltre 7mila megawatt, resterà comunque al primo posto per potenza cumulata e SolarPlaza sostiene che ci vorrà ancora qualche anno di crescita robusta prima che l'Italia possa conquistare la palma anche in questa classifica. L'autorevole società di analisi sottolinea che al momento la crescita del fotovoltaico è ancora legata ai sistemi incentivanti, ma ritiene che nei prossimi anni la situazione sia destinata a cambiare a seguito della riduzione del costo dei moduli, già sceso del 60% negli ultimi 3 anni. La battuta d'arresto tedesca dipende proprio dal taglio degli incentivi deciso quest'anno dal governo, mentre quelli italiani continuano ad attirare investitori da tutto il mondo, malgrado l'inattesa riduzione dei sussidi, che da fine giugno sono stati decurtati del 20%. E questa è la vera notizia: la crescita continua. Dopo il rush finale per rientrare nel regime incentivante più favorevole, che ha portato a un boom d'installazioni nei primi mesi dell'anno, lo slancio si è solo lievemente ridotto, ma non sgonfiato com'era previsto.

Solsonica, il primo produttore italiano di celle e moduli fotovoltaici, ha aumentato le vendite di pannelli del 48% tra il 1° giugno e il 31 agosto, per un controvalore stimato di oltre 38 milioni di euro. Enel Green Power ha inaugurato un nuovo impianto da 6 megawatt in Veneto, a Canaro vicino Rovigo. TerniEnergia tra il 1° luglio e il 31 agosto ha collegato in rete 28 impianti di taglia industriale. Viaggia ormai verso i 50 megawatt la capacità fotovoltaica installata in Italia da Solar Ventures: nel solo mese di agosto l'azienda ha annunciato di aver connesso 20 megawatt su un totale di sei impianti in Sardegna, Piemonte e Puglia. Il gruppo Magaldi - leader nella produzione di impianti industriali per il trasporto di materiali ad alta temperatura, con base a Salerno – ha realizzato in Campania 4 impianti fotovoltaici della capacità di 5,3 megawatt su tetti di grandi capannoni industriali. Fintel ha annunciato la connessione di un parco da 5,2 megawatt vicino a Macerata, grazie al quale ha raggiunto gli 11,4 megawatt installati. Phoenix Solar ha reso noto di aver fornito i pannelli per tre impianti per circa 4 megawatt totali connessi entro il 31 agosto, e di avere ricevuto un ordine per un impianto su tetto da 227 kilowatt.

Di pari passo con il boom d'installazioni, calano i prezzi. E anche su questo fronte, l'Italia è in pole position: in base all'ultimo rapporto dell'European Photovoltaic Industry Association, sarà l'Italia il primo Paese europeo in cui il costo dell'energia fotovoltaica raggiungerà la parità con quello delle fonti tradizionali, la cosiddetta "grid parity". Il rapporto Solar Photovoltaics Competing in the Energy Sector, redatto in collaborazione con AT Kearney, prevede che il fotovoltaico raggiungerà la grid parity nel 2013 in Italia, per poi estendersi entro il 2020 agli altri Paesi europei, anche in considerazione dell'aumento del prezzo dell'elettricità prodotta con altre fonti. Il rapporto Epia prevede di qui al 2020 un ulteriore potenziale di riduzione del costo del fotovoltaico del 50%: dai 0,16-0,35 euro a kilowattora del 2010 a 0,08-0,18 euro a kilowattora nel 2020 a seconda degli impianti e dell'irradiazione solare.

A livello globale, la riduzione più drastica sta avvenendo negli Stati Uniti, dove il costo degli impianti fotovoltaici è sceso del 17% nel 2010 rispetto all'anno precedente e di un ulteriore 11% nei primi 6 mesi del 2011. Il dato emerge da un rapporto del Lawrence Berkeley National Laboratory, secondo cui il calo è derivato non solo dal calo del prezzo dei moduli registrato negli ultimi due anni, ma anche dalla discesa del 18% tra il 2009 e il 2010 di altri costi come inverter, installazione e commercializzazione.

Il vento è ripartito, ma non soffia da queste parti

L'eolico ha ripreso a correre a livello globale, ma in Italia la crescita resta lenta. Con 18,4 gigawatt installati nella prima metà dell'anno e 43,9 previsti a fine anno, nel 2011 l'energia del vento mette a segno un balzo che per ora supera il 20% rispetto all'anno scorso. Nei primi sei mesi del 2011, in base al rapporto della World Wind Energy Association, la potenza totale installata è arrivata a 215.000 megawatt. Un quarto di questi si trovano in Cina (52.800 megawatt), che nel primo semestre dell'anno ha consolidato la sua leadership avviandone altri 8.000. Gli Usa si sono invece fermati a 2.252 megawatt in più, mantenendo comunque il secondo posto con un totale di 42.432 megawatt installati. Ma la vera sorpresa del rapporto è l'India, che con 1.480 megawatt avviati nel primo semestre ha raggiunto quota 14.550 ed è sempre più vicina alla Germania (+766 megawatt a 27.981 megawatt) e alla Spagna (+480 megawatt a 21.150 megawatt). L'Italia arriva in sesta posizione con 6.200 megawatt, grazie a un installato superiore a quello della Francia (6.060 megawatt), ormai tallonata dalla Gran Bretagna, a 5.707 megawatt.

Saranno proprio questi due Paesi, secondo la European Wind Energy Association, a mettere a segno la crescita più spettacolare nei prossimi anni. In base al rapporto Pure Power, nel 2020 l'Unione raggiungerà una capacità eolica pari a 265 gigawatt, in grado di soddisfare il 18,4% di consumi elettrici europei, soprattutto grazie alla cavalcata del Regno Unito, che dovrebbe sestuplicare la sua potenza eolica da 5.204 a 34.000 megawatt, e della Francia, da 5.660 a 26.000 megawatt. In tutti e due i casi, il balzo spettacolare avverrà grazie all'eolico offshore, che Francia e Inghilterra stanno sviluppando aggressivamente proprio in questo periodo. Ma anche Germania e Spagna - che dovrebbero raddoppiare da 27.214 a 52.000 megawatt e da 20.676 a 42.500 megawatt rispettivamente - puntano molto sull'offshore.

Non a caso il vento del mare è quello che raccoglie maggiori investimenti. Il fondo americano Blackstone, ad esempio, ha appena annunciato un investimento di 2,5 miliardi di euro nelle acque del Mare del Nord tedesco per i parchi di Meerwind e Noerdlicher Grund, che avranno assieme una potenza di oltre 600 megawatt. A New York il tratto di oceano davanti a Long Island è destinato a ospitare 700 megawatt di pale, con un investimento di 2,7 miliardi di dollari, grazie alla nascita di un consorzio fra la Long Island Power Authority (Lipa), la New York Power Authority (Nypa) e l'operatore Con Edison.

In Italia, invece, l'eolico offshore resta al palo prima ancora di nascere. Tutti gli investimenti proposti, da quello di Effeventi al largo della costa molisana a quello di Enel Green Power davanti a Gela, fino al progetto più recente nel golfo dell'Asinara in Sardegna, sono stati immediatamente stoppati dalle resistenze locali. Ma in base alle valutazioni dell'Associazione Nazionale Energia del Vento, l'eolico offshore potrebbe arrivare almeno fino a 680 megawatt installati entro il 2020. E secondo Bruno Baldissara dell'Enea, "in uno scenario particolarmente favorevole si potrebbero superare i 1.500 megawatt". Resta il fatto che le caratteristiche dei nostri mari non sono ideali per questa tecnologia, che si sviluppa meglio sui fondali bassi come quelli che si trovano nei mari del Nord.

Il rapporto Pure Power prevede che l'Italia passi dai 5.797 megawatt eolici in funzione a fine 2010 (3,2% della domanda) a 18.000 megawatt nel 2020, equivalenti a una copertura del 10% dei consumi elettrici italiani, ma le incertezze normative per ora frenano la crescita potenziale. "Mentre il mondo intero riconosce nell'eolico un settore strategico per crescita e sviluppo, in Italia l'ennesimo taglio del 10% previsto con la Robin Tax è sintomo dello scarso interesse da parte del governo per un comparto che potrebbe rilanciare l'economia nazionale con importanti benefici in termini di occupazione", commenta Simone Togni, presidente dell'Associazione Nazionale Energia del Vento. Il potenziale occupazionale dell'eolico, secondo le valutazioni dell'Anev, è di 67.010 addetti al 2020, nel caso il settore riprendesse a crescere come l'anno scorso, prima del taglio degli incentivi, già decurtati del 35% prima ancora della Robin Tax. Malgrado il rallentamento, comunque, ancora qualcosa si muove: il 7 ottobre Falck Renewables inaugura il parco eolico più grande d'Italia tra Buddusò e Alà dei Sardi. Con 69 turbine e 138 megawatt di potenza installata, il nuovo parco è uno dei maggiori a livello europeo. Collocato in una delle zone più ventose del Paese, consentirà di generare 330 gigawattora all'anno di energia pulita, sufficiente per coprire il fabbisogno di 110.000 famiglie. Proprio grazie all'eolico, Falck Renewables ha archiviato il primo semestre dell'anno con una crescita a due cifre: i ricavi a 114 milioni (+32%), il margine operativo lordo in aumento del 39% a 65 milioni e l'utile netto in aumento del 59% a 14,3 milioni. In barba alla Robin Tax e al taglio degli incentivi.

La guerra delle dighe infuria in silenzio

La guerra delle dighe infuria in silenzio. Scrive Giampaolo Russo, ex direttore affari istituzionali di Edison: "La Corte Costituzionale ha annullato per la seconda volta la norma nazionale volta a disciplinare il tema delle proroghe delle concessioni di grandi derivazioni idroelettriche. Di fatto le motivazioni sono le medesime: in entrambi i casi, non passando dalla Conferenza unificata Stato-Regioni, è stata violata la potestà concorrente delle Regioni. Gli operatori del settore sono sempre più disorientati, almeno quelli le cui concessioni sono scadute nel dicembre 2010 (alcune decine) o scadono entro il 2015".

Come già spiegato in queste pagine, si tratta di un problema gravissimo per il sistema elettrico italiano. L'idroelettrico, con quasi 51 terawattora, copre quasi il 18% della produzione elettrica nazionale e rappresenta oltre i due terzi della produzione da fonti rinnovabili: i ricavi del settore sono di poco superiori ai 3 miliardi di euro. I primi cinque operatori con una quota cumulata di poco superiore al 76%, sono A2a, la valdostana Cva, Edison, Enel e Eon. Enel da sola ha il 51% e ha le concessioni in scadenza al 2029. Parliamo quindi di una produzione sensibilmente rilevante per il bilancio energetico nazionale per la cui disciplina sarebbe (stata) auspicabile una stabilità o quantomeno una prevedibilità degli interventi! Quale impatto per gli operatori? Mettiamo il caso di un operatore che ha acquisito una grande derivazione nel 2001 avente scadenza nel 2010: ai sensi del decreto Bersani del '99, si trovava con una concessione dotata di un diritto di prelazione, assimilabile de facto ad una perpetuità sostanziale. Oggi quell'operatore si trova con una concessione scaduta, senza visibilità né della proroga, né dell'eventuale gara con i relativi requisiti, né dei criteri di valorizzazione dei suoi beni, nel caso di mancato rinnovo, incluso il recupero degli investimenti.

Cosa è successo? La Commissione Ue ha contestato il diritto di prelazione, in quanto ostacolo al mercato interno. Dopo un negoziato, questa è stata rimossa in cambio di una proroga decennale, in qualche modo a titolo di ristoro per gli operatori. Qui arriviamo alla prima tappa del disastro: la Corte Costituzionale, in seguito ai ricorsi di alcune Regioni, abroga le disposizioni contestate. Siamo al gennaio 2008 e gli operatori, direttamente o per il tramite delle loro associazioni, si attivano per ottenere il ripristino della proroga. Ma le trattative vanno per le lunghe e nel gioco s'inseriscono gli appetiti della Lega, che riesce a includere nella finanziaria 2011 un emendamento che estende di cinque anni i diritti di sfruttamento dei bacini idrici per gli operatori tradizionali e in un pugno di province dell'Alta Italia (Como, Sondrio, Brescia, Verbania e Belluno) di sette anni aggiuntivi - totale: dodici anni - a patto che le società elettriche cedano le dighe a società miste controllate dalle province. In pratica, così si ripubblicizza il settore.

Una norma chiaramente illegittima, che a luglio è stata nuovamente bocciata dalla Corte Costituzionale su sollecitazione delle Regioni. Ma non tutte le Regioni sono d'accordo: la Lombardia di Roberto Formigoni, infatti, in attesa della sentenza, ha recepito il provvedimento leghista come legge regionale, dichiarando la superiorità della propria normativa su quella statale.

E così la confusione è completa.

La Germania punta 3,4 miliardi sulla ricerca energetica

Il governo tedesco ha stanziato 3,4 miliardi di euro nei prossimi tre anni per la ricerca e sviluppo nel settore energetico, con l’obiettivo di stimolare le nuove tecnologie che di qui al 2022 dovranno sostituire le centrali nucleari. In base a un piano presentato dal ministro dell’Economia e della Tecnologia Philipp Roesler, i fondi saranno destinati in particolare ai settori delle fonti rinnovabili, efficienza energetica, smart grid e immagazzinamento dell’energia. “Abbiamo bisogno di tecnologie innovative ed efficienti per rendere possibile il passaggio verso un’era di fonti energetiche rinnovabili sicure ed economicamente sostenibili”, ha dichiarato Roesler.

In base alla proposta dei quattro principali operatori di rete tedeschi, saranno eolico e fotovoltaico i due contendenti destinati a sostituire il nucleare nel futuro energetico tedesco. Nella strategia al 2022 (anno in cui sarà chiuso l’ultimo reattore) delineata da Amprion, 50Hertz, EnBw e TenneT, le due fonti potrebbero infatti coprire, non solo gli oltre 20 gigawatt nucleari in funzione nel 2010, ma anche una decisa riduzione della capacità a carbone e lignite.

Lo scenario più favorevole, presentato all'Authority per le reti, assume una domanda elettrica in calo dai 548 terawattora del 2010 a 500 terawattora: in questo caso i combustibili solidi e il gas resterebbero sostanzialmente stazionari intorno a, rispettivamente, 53 e 23 gigawatt e l’atomo sarebbe compensato da un aumento dell’eolico onshore e offshore (+5 e +11 gigawatt) e del fotovoltaico (+17 gigawatt). Ma anche negli altri due scenari, meno ottimistici sul taglio dei consumi, le fonti rinnovabili sono in prima llinea.

Non a caso, Blackstone punta decisamente sulla Germania. Il fondo d’investimento statunitense ha annunciato un investimento di 2,5 miliardi di euro nelle acque del Mare del Nord tedesco per i parchi di Meerwind e Noerdlicher Grund, che avranno assieme una potenza di oltre 600 megawatt. Meerwind, per il quale Blackstone investirà 1,2 miliardi di euro, sarà costituito da 80 turbine per un totale di 288 megawatt che entreranno in funzione nel 2013 a 50 km dalla costa. Noerdlicher Grund sarà invece costituito da 64 turbine per un totale di 320 megawatt installati a 100 km dalla terraferma ed entrerà in funzione nel 2016 grazie a un investimento di 1,3 miliardi di euro.

La chimica nostrana verso la plastica dalla canna dei fossi

Nel film «Il laureato» (cult movie del ' 67 con Anne Bancroft e Dustin Hoffman), il giovanissimo Ben viene avvicinato da un collega del padre, che gli consiglia la strada da percorrere: «C' è un grande futuro nella plastica». Oltre 40 anni dopo, la storia si ripete. La plastica del nostro futuro, però, non viene dal petrolio, come quella di allora. Viene dai campi, dalle alghe o da qualunque biomassa utile anche per produrre biocarburanti. Guido Ghisolfi, vicepresidente della più grande azienda chimica privata rimasta in Italia, Mossi & Ghisolfi, l'ha capito e ha investito 120 milioni di euro in ricerca, per mettere a punto il più grande impianto di bioetanolo di seconda generazione al mondo, che utilizzerà come materia prima la paglia di scarto e la canna dei fossi, senza fare concorrenza alle colture alimentari. A partire dal 2012, Ghisolfi produrrà 50 mila tonnellate all' anno di bioetanolo nell' area ex Teksid di Crescentino, vicino a Vercelli, riconvertita alla chimica verde dopo l' abbandono dell' industria siderurgica. Oggi il gruppo di Tortona, fondato nel 1953 dall' attuale presidente Vittorio Ghisolfi insieme con il suocero Domenico Mossi, è leader mondiale nella produzione del polietilene per le bottiglie di plastica, il Pet, con una capacità di 1,7 milioni di tonnellate l' anno, tremila addetti distribuiti su tre continenti, dal Brasile alla Cina, e un giro d' affari da 3 miliardi di dollari. Ma lavora al Pet del futuro. Lo sforzo di ricerca compiuto in questi anni dalla multinazionale piemontese, infatti, va al di là della questione dei biocarburanti: «Con le nostre ricerche stiamo tentando di arrivare a una plastica verde, prodotta dal bioetanolo, competitiva con quella derivata dal petrolio - dice Ghisolfi -. Questo ci renderebbe autonomi dai combustibili fossili e ci consentirebbe di controllare tutta la filiera, a partire dalla materia prima». L' impresa di Tortona non è l' unica, in Italia, a occuparsi di futuro. Giorgio Squinzi, amministratore unico della Mapei, leader mondiale nelle colle per edilizia, destina alla ricerca il 5% dei ricavi, che hanno superato gli 1,8 miliardi di euro nel 2010. «I tre quarti di queste risorse, cioè poco meno di 100 milioni quest' anno, li dedichiamo allo sviluppo di materiali ecosostenibili, sempre più compatibili con la salute dell' uomo e con la tutela dell' ambiente - dice Squinzi -. È nata così la linea di prodotti Eco, a bassissima emissione di sostanze organiche volatili e privi di solventi, per migliorare il benessere negli edifici dove sono utilizzati. E anche i sistemi per isolamento a cappotto, che consentono di tagliare le emissioni di Co2 per il riscaldamento e raffrescamento di 2,7 tonnellate all' anno per 25 anni di vita media». Anche questa, precisa Squinzi, «è una testimonianza di quanto la chimica possa contribuire al benessere dell' uomo nel mondo moderno». Nella chimica fine, emerge la piccola Endura di Bologna, che proprio negli anni neri della crisi ha accelerato la crescita, arrivando a 24 milioni di euro di fatturato nel 2010. Il fiore all' occhiello di Endura è la produzione del Piperonyl Butossido (Pbo), una molecola sinergica utilizzata per fabbricare insetticidi domestici. Proprio grazie alla ricerca per ottenere questo principio attivo è arrivato il colpo di fortuna: «Ci siamo accorti che in una fase intermedia della lavorazione potevamo ottenere una molecola che poteva avere altri impieghi, come nell' industria profumiera per la produzione di fragranze e in quella dei detergenti», racconta l' amministratore delegato Cosimo Franco. Una scoperta che ha permesso a Endura di moltiplicare le entrate, visto che la nuova molecola si ottiene con la lavorazione del Pbo, per cui sono già attive le linee produttive. Fra le quotate, la grande emergente è Sol: con 225 milioni di fatturato nel 2010 e quasi 600 dipendenti, la multinazionale monzese ha guadagnato in un anno oltre il 30% in Borsa, grazie all' importante sviluppo nel settore dei gas tecnici, soprattutto l' idrogeno, di cui l' impresa guidata da Aldo Fumagalli Romario è il numero sette in Europa.

A Catania la rivoluzione del solare di seconda generazione

La rivoluzione del solare di seconda generazione parte da Osaka e passa per la Sicilia. La produzione di massa di pannelli a film sottile è sbarcata a Catania grazie a una joint venture chiamata 3Sun fra Sharp, che mette la tecnologia, Enel, che mette il mercato, e StMicroelectronics, che mette la fabbrica. Lo stabilimento inaugurato stamattina, che parte da 160 megawatt all'anno ma potrà espandersi fino a 1000 megawatt, è il gemello della fabbrica Sharp di Sakai, alla periferia della capitale commerciale del Giappone.
La tecnologia dei pannelli a film sottile multi-giunzione consiste in sottilissime pellicole di silicio disposte a strati su una base di vetro. In questo modo si riduce del 99% la quantità di silicio utilizzata rispetto ai pannelli a moduli cristallini, abbassando i costi per la materia prima e semplificando la fabbricazione. Oltre a questi fattori economici, vanno aggiunti vantaggi specifici della tecnologia thin-film rispetto al cristallino, derivanti dalle sue proprietà fisiche: cattura meglio la luce diffusa (caratteristica ancora più marcata nel caso di sofisticate tecnologie multi-giunzione, come quella impiegata nei moduli prodotti a Catania), rende meglio ad alte temperature e la sua performance si degrada di meno nel tempo. Per questo motivo la richiesta sul mercato di pannelli a film sottile è in costante crescita, soprattutto negli impianti su larga scala.
La Sharp si propone di usare l'impianto di Sakai come modello per gli altri da realizzare nel resto del mondo. Ma la rivoluzione non si ferma qui. "Non siamo solo alla ricerca di una maggiore efficienza di conversione e di un taglio dei costi, ma anche di nuove modalità di utilizzo, attraverso materiali più versatili", spiega Matthias Kauer di Sharp Laboratories of Europe, il centro di ricerca di Oxford del colosso giapponese, dove s'inventa il solare di domani. La sfida è superare lo standard dei pannelli solari sul tetto, allargando le applicazioni alle vetrate verticali, alle superfici calpestabili, alle stazioni di ricarica delle auto elettriche, alle barriere d'insonorizzazione delle autostrade, a tutte quelle aree inutilizzate che potremmo trasformare facilmente in centrali solari, con materiali leggeri, maneggevoli, robusti e stabili per l'esposizione a condizioni meteorologiche estreme.

"Un prodotto come il thin-film rappresenta un'ottima soluzione per le utenze industriali, che generalmente dispongono di ampie superfici su cui allestire impianti fotovoltaici, come i tetti degli stabilimenti produttivi o le aree destinate a parcheggio", precisa Ingmar Wilhelm, responsabile business development di Enel Green Power. "Il thin-film è meno efficiente del silicio cristallino, per cui non è adatto per chi ha uno spazio limitato, come il tetto di una casa. Ma ha una producibilità maggiore: produce più kilowattora da un kilowatt di potenza installata. Per cui è facile attendersi un incremento del suo utilizzo sulle grandi superfici nel prossimo futuro", prevede Wilhelm.

Smart grid: servono 150 miliardi di euro da qui al 2020

Far crescere le reti per dare fiato al vento. Renderle più intelligenti per consentire il bilanciamento dei flussi elettrici provenienti da fonti per loro stessa natura incostanti, parcellizzate e lontane dai centri di consumo. Questa è la sfida a cui deve rispondere l'Europa, che al 2020 si troverà a gestire un 20% di produzione elettrica da fonti rinnovabili, ma forse anche di più, a giudicare dai tassi di crescita attuali.

Il Mare del Nord, con il fortissimo sviluppo dell'eolico, è al centro di questa sfida. Qui la rivoluzione delle reti intelligenti è già partita, con un accordo fra i nove Paesi che vi si affacciano per costruire la North Sea Offshore Grid, inserita da Bruxelles nelle prime sei priorità europee in materia d'infrastrutture energetiche. La super-rete, che comporterà un investimento stimato in 30 miliardi di euro, dovrà connettere in un unico sistema i campi eolici eolici offshore, che stanno sorgendo come funghi lungo le coste della Germania e del Regno Unito, con gli impianti che sfruttano le maree in Belgio e Danimarca, le centrali idroelettriche norvegesi e la produzione solare continentale, per poi distribuire tutta questa energia ai consumatori. Le prime gare sono in corso: l'Authority britannica ha messo in palio il sistema di trasporto, da oltre 2 miliardi di euro, che collegherà sei impianti eolici offshore alla rete nazionale. Altre commesse sono già state assegnate, tra cui anche una da 250 milioni all'italiana Prysmian, per il collegamento di impianti eolici offshore alla terraferma tedesca. Ma il piano Ue per le infrastrutture di rete prioritarie va ben al di là di questo.

Bruxelles stima che per centrare gli obiettivi comunitari sulle fonti rinnovabili dovranno essere realizzati o ammodernati nel prossimo decennio 50mila chilometri di reti elettriche e dovrà essere realizzata una super-grid ad alto voltaggio in grado di trasportare l'energia attraverso tutto il continente, bilanciando l'eolico del Nord con il solare del Sud. La rete elettrica, oggi, ha una struttura prevalentemente nazionale, con interconnessioni limitate ai confini. In più, è stata costruita su un modello a stella e a senso unico: centrali elettriche a produzione costante e programmabile da cui partono, come bracci, le linee di alta tensione verso i consumatori. Ora, invece, il flusso dell'energia elettrica non è più unidirezionale, dalla centrale all'utente: con i pannelli solari su ogni tetto, è l'utente stesso a fornire energia alla rete. I consumi, a loro volta, si evolvono: mentre ora i picchi della domanda sono concentrati nelle ore diurne della produzione industriale, con la diffusione dell'auto elettrica potrebbero spostarsi verso le ore notturne e con l'avanzare dei cambiamenti climatici il raffrescamento diventerà sempre più necessario, spostando i picchi stagionali dall'inverno all'estate. L'intelligenza delle reti sarà lo strumento principale per gestire questa complessità, con dei sensori nei punti nodali, che consentano il bilanciamento automatico del sistema, migliorando al tempo stesso il monitoraggio dei consumi, con conseguenti risparmi. Le nuove reti, inoltre, dovranno essere costruite su un modello completamente diverso dalle vecchie: dovranno assomigliare a una rete con diversi nodi più che a una stella. E la revisione comporterà costi notevoli.

Per realizzare una smart grid europea, più intelligente, magliata e interattiva di quella attuale, Bruxelles ha stimato un investimento complessivo di 154 miliardi di euro al 2020, in uno studio comunitario curato da Cambridge Econometrics. Gli investimenti serviranno alle reti dedicate all'eolico offshore per 32,8 miliardi di euro, alle interconnessioni fra gli Stati membri dell'Ue per 27,7 miliardi e ai necessari adeguamenti nei centri di produzione a garanzia dell'affidabilità del sistema per 17,9 miliardi. Al 2030, a seconda della crescita delle fonti rinnovabili nel prossimo decennio, l'investimento necessario potrebbe salire rispettivamente a 120,2 miliardi di euro nell'ipotesi di sviluppo minimo e a 253,8 miliardi nell'ipotesi di massima. Quanto al fabbisogno di nuove interconnessioni transfrontaliere, oltre a quelle già programmate, lo studio le quantifica in 4.812 megawatt al 2020 e 8.245 megawatt al 2030.

Per l'Italia, al 2020 si stima un investimento di 1,1 miliardi per le reti eoliche offshore, di 1,5 miliardi per le interconnessioni transfrontaliere e di una cifra analoga al 2030. Nello scenario di massima al 2030 servirebbero invece 3,15 miliardi per gli ulteriori investimenti nella generazione. Ma il vero nodo, secondo Aper, è quello delle autorizzazioni. "Gli investimenti, qui, sono già in programma nel piano di Terna, ma non si riesce a realizzare le linee per le lentezze delle Regioni", spiega Fabrizio Tortora, vicepresidente di Aper. "Ci sono campi eolici, ad esempio in Campania, che funzionano a mezzo servizio perché manca 1 chilometro e mezzo di linea aerea", denuncia Tortora. Terna chiede di realizzarla da 8 mesi, ma non riesce a ottenere l'autorizzazione.

Maxi-turbine da fantascienza per catturare il vento del mare

L'eolico offshore pensa in grande. Turbine da 6 megawatt sono ormai già in uso per le installazioni in mare e il mercato punta deciso verso i 10 megawatt, oltre il triplo delle pale normalmente installate oggi a terra. Aerogenerator X, una turbina da 10 megawatt di forma radicalmente nuova e dal diametro totale di 275 metri, è stata ingegnerizzata dalla britannica Arup e inizierà ad essere prodotta dal 2013-2014, per iniziativa di un consorzio che comprende il governo di Londra, diverse università britanniche e una serie di grandi nomi dell'industria come Caterpillar, Edf, E.on, RollsRoyce e Shell. Il modello concorrente, Britannia, sempre da 10 megawatt, assomiglia molto di più a ai generatori attuali, ad asse orizzontale, ed è stato progettato dall'americana Clipper: alto 180 metri, con pale da 72 metri, sarà ancorato direttamente sul fondo del mare, a differenza dell'Aerogenrator X che poggerà su di una piattaforma semi-sommersa simile a quelle usate per l'industria petrolifera. Tutte e due cercano di risolvere un problema di costi: considerando che tirare su una pala in mare costa dieci volte tanto rispetto ai campi eolici di terra, aumentando la potenza della turbina si riducono le differenze. La norvegese Sway, invece, affronta un'altra questione, molto sentita in Italia: per superare la difficoltà di collocare campi eolici su fondali profondi, la sua nuova turbina sarà galleggiante come una bottiglia mezza piena, grazie a una torre immersa per cento metri e riempita di zavorra, ancorata sul fondo del mare.

Questi prototipi e altri ancora rappresentano il futuro dell'eolico, a giudicare dalla rapidità con cui cresce l'offshore, ultimo arrivato sul mercato del vento, praticamente inesistente fino al 2007. In Europa, nel 2010 sono state installate 308 nuove turbine in mare, il 51% in più rispetto al 2009, per un totale di 883 megawatt distribuiti su nove parchi in 5 Paesi europei, tutti affacciati sul Mare del Nord o sul Baltico. Gli investimenti complessivi si sono aggirati sui 2,6 miliardi di euro. I dati 2010 portano la capacità eolica offshore europea a 2.964 megawatt. Per il 2011, l'European Wind Energy Association prevede nuove installazioni offshore per una capacità compresa tra i 1.000 e i 1.500 megawatt. In Italia, invece, i vari tentativi di installare turbine offshore si sono scontrati con le resistenze locali: famoso è il caso del parco progettato da Effeventi al largo delle coste molisane, bloccato a suo tempo da Antonio Di Pietro, allora ministro delle Infrastrutture, e mai più decollato.

Per ora il Paese leader è la Gran Bretagna, con una capacità di 1.341 megawatt, seguita da Danimarca e Olanda. E proprio dal Regno Unito ci viene una previsione di crescita stratosferica sul medio periodo: di qui al 2050 la capacità eolica offshore mondiale aumenterà fino a 1.150 gigawatt, secondo il centro studi governativo Carbon Trust, con ritmi di crescita media del 10% l'anno nel periodo considerato. Il segreto di questo sviluppo sta soprattutto nell'estensione dei parchi progettati, grazie ai bassi fondali comuni nel Mare del Nord: il Dogger Bank, ad esempio, è un colossale banco sabbioso che si estende per 18mila chilometri quadrati, a cento chilometri delle coste inglesi, con profondità fra i 15 e i 30 metri, su cui si sta costruendo un gigantesco parco eolico che arriverà in una prima fase a una potenza di 9.000 megawatt e in una seconda fase a 13mila (oltre il doppio di tutto l'installato italiano). L'appalto è stato vinto dal consorzio Forewind, costituito da Sse, Rwe, Statoil e Statkraft, attraverso una gara bandita dall'agenzia demaniale britannica Crown Estate. Il banco è tutto ciò che rimane di un grande territorio conosciuto come Doggerland, sommerso dopo l'ultima glaciazione, ma non è l'unico caso: formazioni geologiche analoghe sono sparse in tutto il Mare del Nord e potranno essere sfruttate in base al piano eolico del governo di Londra, che punta a un totale di 32.000 megawatt, per coprire un quarto della domanda elettrica britannica.