Locatelli: "E' guerra contro le merchant lines"

Arenati sul Carso della burocrazia, in una guerra di trincea dove tutti si sparano addosso, ma non riescono ad avanzare di un millimetro. Nemmeno le merchant lines di Gianni Locatelli, giornalista di lungo corso (negli anni Ottanta diresse il “Sole 24 Ore”) e oggi presidente di Trafigura Italia, filiale italiana di un gruppo inglese da 30 miliardi di dollari specializzato nel trading dei combustibili e sbarcato a Milano con la liberalizzazione. A cosa servono delle linee d'interconnessione? "Ad arricchire l'offerta, aumentare la concorrenza e importare energia un po' più conveniente della nostra. Sulle Borse estere l'energia costa il 20-30% in meno rispetto all'Italia, comprarla lì è un bell'affare. Per di più, importando energia già pronta, in genere con cavi invisibili su tracciati di pochi chilometri, si evita di costruire in Italia impianti che qui non si riescono a fare, come le centrali nucleari". Va bene, sono utili al Paese. E a voi? “Siamo dei trader, compriamo e vendiamo energia sulla Borsa elettrica italiana e su quelle straniere come Powernext. Ma per ridurre i rischi un trader deve verticalizzare la sua attività, con un po' di produzione o una linea d'importazione dedicata, senza oneri di trasmissione. Una centrale a ciclo combinato a gas l'abbiamo già vicino a Gorizia, un'altra la stiamo costruendo a Greve in Chianti. In contemporanea lavoriamo sulle linee d'interconnessione”. Ma... “Siamo alle prese con gli ostacoli più incredibili. Abbiamo in piedi tre progetti diversi, tutti sul confine orientale che è il più attraente dal punto di vista dei prezzi: due con la Slovenia e uno con la Croazia, con cavi interrati o sottomarini, quindi l'impatto ambientale è minimo. Eppure non andiamo né avanti né indietro”. In che senso? “I rapporti con il territorio sono buoni, i Comuni interessati al tracciato sono d'accordo, ma abbiamo grosse difficoltà con la Regione e con i gestori della rete. Fra Terna e Eles, il gestore sloveno, è in corso un rimpallo kafkiano, in cui ognuno dice: non ti possiamo dare il via se non hai avuto prima il via dal nostro omologo. E noi lì a cercare di farli parlare fra di loro. Sembra quasi che facciano apposta a non tirare su il telefono per mettere i bastoni fra le ruote”. E va avanti così da molto tempo? “Siamo stati fra i primi a proporre delle linee d'interconnessione con la Slovenia e la Croazia, i nostri sono fra quei 42 progetti autorizzati con la prima normativa, nel 2002. Quindi è cinque anni che ci lavoriamo”. E la Regione? “Anche dalla Regione ci sono fortissime resistenze. Fino a un paio di anni fa, sembrava tutto tranquillo: il presidente Riccardo Illy si era dimostrato addirittura favorevole e ci aveva ricevuti insieme ad Acegas, l'utility triestina con cui siamo in partnership. Poi si è arenato tutto. Non riusciamo nemmeno a farci rispondere dall'assessore competente, Lodovico Sonego: gli ho scritto due lettere, una a metà marzo e una a metà aprile, per chiedere un incontro. Non ha risposto a nessuna delle due. Se andiamo avanti così perderemo un'altra estate. Bisognerebbe vincolare gli enti locali a dare il loro parere in tempi congrui”. Non è un problema solo vostro... “Me ne rendo conto, ma non mi consola. Se almeno dicessero chiaro che queste linee non si possono fare, rivolgeremmo i nostri investimenti da un'altra parte. Non si può bloccare delle imprese per anni senza spiegare perché”. E' così per tutte le infrastrutture. “A maggior ragione dovrebbero essere contenti di avere una linea elettrica, con un bassissimo impatto ambientale, piuttosto che una centrale a carbone. Cosa c'è di più pulito di una linea ad alta tensione? Non sporca, non comporta l'importazione di carburante, diminuisce l'impatto degli impianti di produzione. Mi sembra che dovrebbe suscitare solo reazioni positive”.

Terna non vuole concorrenza dai privati

All'inizio erano 42. Poi, come i piccoli indiani, si sono parecchio sfoltiti e oggi ne è rimasta una decina. Ma a cinque anni di distanza da quel primo censimento, solo uno dei progetti di linee elettriche private d'interconnessione con l'estero (le cosiddette merchant lines) sta per andare in porto, quello delle Ferrovie Nord, soggetto privato fino a un certo punto, visto che è controllato al 58% dalla Regione Lombardia. Gli altri sono ancora in alto mare. E non sembrano vicini all'approdo. Ma la spinta di queste imprese a investire negli allacciamenti della rete italiana con il resto d'Europa non è solo un interesse privato. Per l'energia, infatti, in Italia è sempre rischio blackout: due gocce di pioggia non risolvono la siccità e il caldo sempre più africano delle nostre estati, oltre a strangolare la produzione, fa volare i consumi, mettendo in crisi interi distretti produttivi del Nord Est e della Lombardia. Il mix di generazione italiano, dominato ormai per due terzi dal gas naturale, continua a tenere i prezzi alti. Il carbone e il nucleare, con il loro effetto calmieratore, restano off-limits. Sviluppare le interconnessioni con l'estero, quindi, non rappresenta solo un'opportunità di business per le imprese, ma anche un fattore di maggiore sicurezza per l'intero sistema a corto di energia e un elemento di compensazione per gli squilibri della produzione interna. Comprare kilowattora a prezzi migliori sul mercato europeo può convenire alle aziende che realizzeranno gli elettrodotti, ma è anche un modo per rivitalizzare la concorrenza sul mercato italiano. “Qui continuiamo a costruire centrali a gas, ma non dimentichiamo che il 2006 è stato caratterizzato da un notevole incremento dei prezzi del greggio e conseguentemente del gas: la bolletta pagata dall’Italia per importazioni di materie prime energetiche ha superato i 50 miliardi di euro”, spiega Alessandro Clerici, responsabile della task force di Confindustria sull'efficienza energetica. Piuttosto che importare prodotti petroliferi cari e sporchi, sostiene Clerici, perché non importare energia già bell'e fatta, possibilmente da combustibili meno cari di quelli prevalenti in Italia, come ad esempio il nucleare o il carbone? E' lo stesso ragionamento delle imprese, da una parte compagnie energetiche impegnate a ottimizzare l'attività di trading, dall'altra manifatture energivore, che sperano così di tagliare un po' i costi della bolletta. Come il gruppo Burgo. “Con un fabbisogno di punta da 500 MW e 3 terawattora di consumi annuali – precisa Roberto Manzoni, energy manager del gruppo – è ovvio che la bolletta energetica per noi sia una delle principali preoccupazioni: attingiamo a tutte le fonti possibili, dall'autoproduzione al mercato elettrico, ma ormai in Italia il prezzo è dettato dalle quotazioni del gas e continua a salire”. Da qui i progetti d'interconnessione con l'estero. “Al confine con l'Austria abbiamo proposto un semplice cavo interrato da 300 MW lungo il tracciato dell'oleodotto transalpino – fa notare Manzoni - che sfrutta una galleria di nove chilometri per scavalcare le Alpi e quindi non ha alcun impatto ambientale, tant'è vero che tutte le amministrazioni locali interessate al tracciato sono d'accordo. Ma il progetto è arenato da un anno e mezzo sul tavolo della Regione, che non dà una risposta”. Forse perché sullo stesso tracciato, tra Somplago in Carnia e Wurmlach in Carinzia, c'è anche un altro progetto sponsorizzato da due imprese regionali, i gruppi Pittini e Fantoni, su cui l'assessore Lodovico Sonego sembra particolarmente impegnato, scontrandosi però con le amministrazioni locali, contrarie all'utilizzo di un elettrodotto aereo. Al ministero dello Sviluppo Economico, che ha l'ultima parola sui progetti d'interconnessione di questa portata, non possono far altro che attendere il parere regionale, obbligatorio. “Proprio perché ci rendiamo conto dell'esigenza delle imprese di comprare energia a prezzi migliori - puntualizza Sara Romano, direttore generale del ministero dello Sviluppo Economico - abbiamo accelerato il più possibile le disposizioni attuative del decreto Scajola, che permette agli investitori privati di realizzare linee d'interconnessione con l’estero e di avvalersi dell’esenzione dell’accesso a terzi, ma ci rendiamo conto che le troppe iniziative nel Nord Est stiano portando a delle difficoltà autorizzative. Da parte nostra, consideriamo questi progetti strategici per il Paese e cerchiamo di facilitarli in ogni modo”. Non sono dello stesso parere le imprese, preoccupate dall'onerosità delle ultime disposizioni in materia, che obbligano i proponenti a ottenere tutti i permessi di costruzione prima ancora di presentare la richiesta al ministero. Un procedimento che li costringe a sostenere costi notevoli, prima ancora di sapere se potranno tirare il loro cavo. Il sospetto è che malgrado l'apertura dello Sviluppo Economico, il governo voglia proteggere la rete pubblica, di proprietà di Terna (società quotata di cui lo Stato è il principale azionista), dalla concorrenza dei privati. Sul fronte svizzero, in effetti, non va molto meglio: a parte il caso un po' particolare delle Ferrovie Nord, già in fase di realizzazione, gli altri investitori per ora sono al palo. Edison, ad esempio, sta tentando da cinque anni di tirare una linea d'interconnessione da 200 MW, fra Tirano e Campocologno nei Grigioni. “Abbiamo ottenuto tutte le licenze di costruzione – spiega il direttore sviluppo Roberto Potì - e l'impianto sarebbe realizzabile già da un po' di tempo, contavamo di cantierizzarlo in marzo, ma ci manca l'accordo fra i due gestori di rete, Terna e il suo omologo svizzero, che devono definire la capacità di trasporto della linea. E' un anno che aspettiamo una risposta, l'impressione è che la nostra richiesta non sia in cima alle loro priorità. D'altra parte per noi questa esperienza è determinante: rappresenta un banco di prova per decidere se andare avanti con gli altri progetti che avevamo avviato”. “Ma quali bastoni fra le ruote”, rispondono da Terna. “Le difficoltà autorizzative affrontate dalle compagnie private sono analoghe a quelle che siamo costretti a superare anche noi. Basti pensare che per realizzare l'elettrodotto Matera-Santa Sofia ci abbiamo messo dieci anni. Per noi la fase di concertazione con le amministrazioni locali dura minimo 2-3 anni, cui poi bisogna aggiungere almeno altri 18 mesi di per le autorizzazioni vere e proprie. Quindi 4-5 anni solo per cantierizzare un progetto. Del resto per fare una centrale elettrica ci vogliono in media 4 anni di procedure autorizzative, quindi siamo nello stesso ordine. Il business delle infrastrutture in Italia è così, bisogna che i privati se ne rendano conto”. Parola di paladino della rete pubblica.

Snam: nessuna fusione con Terna

Terna, la rete elettrica ad alta tensione, è già da anni separata dall' Enel e privatizzata. Ora si parla di scorporo e vendita della rete Telecom. E Snam Rete Gas? La rete dei metanodotti disegnata negli anni Cinquanta da Enrico Mattei è ancora di proprietà dell' Eni al 50%, una quota che entro il 2008 dovrebbe calare sotto il 20%. Ma Paolo Scaroni non è d' accordo: la discesa di Eni nel capitale di Snam Rete Gas «non farebbe gli interessi degli azionisti», ha detto recentemente, augurandosi che «il Parlamento riveda» la norma. Sul fronte opposto, il presidente dell' Authority Sandro Ortis: «Enel ha ceduto la rete e non mi pare che sia diventata più debole. Non vedo pericoli per l' Eni». E quindi occorre che «al più presto Snam e Stogit diventino terze, perché hanno ricavi connessi a tariffe che tutti paghiamo» e «perché gli operatori possano accedere senza discriminazioni di sorta». «Ma questo già si fa», replicano alla Snam. Anzi. «Da quando la rete si è costituita in società autonoma per poi venire quotata in Borsa nel 2001, ad oggi, gli operatori che fanno transitare il loro gas sulla nostra rete sono più che raddoppiati: erano 19, ora sono una cinquantina», spiega l' amministratore delegato Carlo Malacarne. «E non abbiamo mai avuto una sola rimostranza», aggiunge fiero il presidente Alberto Meomartini. Vero è che le tariffe di trasporto entry-exit applicate sulla rete italiana sono le più basse d' Europa e sono considerate un modello di equità anche dalla Commissione Europea e dal Forum di Madrid, dove si definiscono i benchmark del mercato europeo del gas. Ma nelle ultime settimane, anche sull' onda dell' accordo con Gazprom e delle passate indiscrezioni sull' interesse dei russi nella rete italiana, s' infittiscono le voci di scorporo e anche di fusione con Terna, sul modello inglese. «È un' operazione che personalmente non caldeggio ma che ha qualche significato logico», commenta Scaroni. A condizione, fa capire, che Snam rimanga controllata dall' Eni. Di conseguenza anche Terna, se fusa in Snam, dovrebbe rinunciare alla propria indipendenza per passare direttamente sotto il cane a sei zampe. «Niente di simile è allo studio», precisa Meomartini. E la definisce un' operazione squisitamente finanziaria, visto che le due reti funzionano in base a principi del tutto antitetici: mentre la rete elettrica comanda sulle centrali, accendendole o spegnendole in base alle oscillazioni della domanda, la rete gas è un contenitore molto più elastico, che non comanda nulla e dev' essere invece pronto in ogni momento a soddisfare le esigenze degli operatori. Non a caso sugli scambi di energia elettrica - dove domanda e offerta devono sempre mantenersi perfettamente in equilibrio - è attiva già da anni una Borsa elettrica, mentre la Borsa del gas, pensata a suo tempo come un tassello importante della liberalizzazione, non è mai stata avviata. Poche sarebbero, dunque, le sinergie possibili fra i due network, che pure servono a trasmettere materie prime correlate. L' Italia infatti sta uscendo dall' era delle centrali a olio e non avendo altra scelta (il nucleare non c' è e il carbone viene fortemente osteggiato dalle comunità locali) vira rapidamente verso un sistema elettrico alimentato prevalentemente a metano: a fronte dei 18 mila MW attuali di potenza installata a gas, ce ne sono quasi 9 mila in costruzione e Snam prevede un parco centrali a metano da 32 mila MW complessivi nel 2009. Quasi un raddoppio. A fronte della domanda che corre, è inevitabile l' aumento dell' offerta: arrivano i rigassificatori e si potenziano i metanodotti che importano il gas dalla Russia e dall' Algeria, con altri in progetto per portare in Puglia il gas del Mar Nero attraverso la Turchia e la Grecia (l' Igi) e in Sardegna quello algerino (il Galsi). La domanda si concentra soprattutto al Nord, l' offerta al Sud. In mezzo c' è la rete Snam, che diventa sempre più strategica per il sistema Paese. «Gli investimenti di oggi sono già pensati in questa prospettiva: 3 miliardi e mezzo di lavori da qui al 2009 per potenziare la rete in vista delle nuove immissioni dalla Russia e dall' Algeria e in previsione di nuovi rigassificatori in funzione oltre al nostro di Panigaglia», spiega Meomartini. Oggi la rete primaria movimenta 85 miliardi di metri cubi di metano all' anno, ma già nel 2010 saranno 95 e nel 2015, secondo le previsioni, 106. «Per noi il futuro è già qui - commenta - non possiamo permetterci di farci cogliere di sorpresa dagli avvenimenti». Si è visto con la crisi del gas: nei momenti di panico vissuti dall' Italia lo scorso inverno, mancava il metano ma non i tubi per trasportarlo. «In quest' ottica di prevenzione dei possibili problemi - aggiunge Meomartini - stiamo potenziando la rete in corrispondenza dei punti di sbocco dei gasdotti esteri, quindi in Friuli e in Sicilia, ma anche nell' area padana e lungo la dorsale adriatica, colonna vertebrale del sistema». Snam si prepara così ad ogni evenienza, anche a una provvidenziale sovrabbondanza di gas rispetto al fabbisogno nazionale, che consentirebbe di fare dell' Italia uno snodo centrale di tutto il mercato europeo, quel famoso hub del gas vagheggiato da anni dal presidente dell' Authority Sandro Ortis. «Gli operatori che stanno costruendo nuovi terminali possono stare tranquilli: la rete ci sarà, neutrale ed efficiente», prospetta Meomartini. Con un piano d' investimenti di questa portata, del resto, le prospettive di fusioni impallidiscono sullo sfondo. E comunque, dice Scaroni: «Se proprio dovessimo cedere Snam, la venderemo a chi paga di più». E non è detto che gli azionisti di Terna siano il migliore offerente. Magari un' offerta in rubli potrebbe battere la concorrenza.

Croazia, nuova frontiera della rete

Una nuova frontiera elettrica, che porterà l' Italia a confinare con la Croazia, saltando i vicini sloveni, potrebbe nascere ben presto dalle opportunità aperte con il via libera ministeriale alle merchant lines, le linee private d' interconnessione elettrica con l' estero per importare energia a basso costo. «Ci sono voluti cinque anni per partorire questo decreto - commenta Alessandro Clerici, responsabile del gruppo di lavoro sulle infrastrutture elettriche di Confindustria - ma ora finalmente i progetti bloccati dal vuoto normativo potranno andare in porto». Di progetti ne sono stati presentati ben 48, a suo tempo, all' esame del gestore della rete. Ma non tutte queste manifestazioni d' interesse sono destinate a realizzarsi: il decreto, già firmato dal ministro Claudio Scajola ma non ancora pubblicato in Gazzetta Ufficiale, spazza via l' ordine di lista precedente e impone di passare attraverso le forche caudine di Regioni e Comuni prima di ottenere la concessione. Gianni Locatelli, presidente di Trafigura Italia (società olandese leader mondiale nel trading di idrocarburi), ha discusso la settimana scorsa con Riccardo Illy, presidente del Friuli-Venezia Giulia, il suo progetto d' interconnessione con la Croazia, che metterà in collegamento la rete italiana con quella balcanica, dove arriva la corrente a buon mercato dalla Bulgaria e dalla Romania, oltre che dall' Ungheria e dalla Slovacchia. Il cavo sottomarino, progettato dalla Pirelli, potrebbe diventare così uno snodo essenziale per l' importazione di elettricità dai Balcani e dal Centro Europa, dove l' Enel si sta costruendo un impero nel nucleare. «Aumentare l' interconnessione con l' Est - commenta Locatelli, già direttore del Sole 24 Ore e della Rai - servirà anche a loro, prima o poi». La linea, concepita in partnership con la triestina Acegas e con il colosso croato delle infrastrutture Montmontaza, dovrebbe partire dalla stazione elettrica di Planais, nella Bassa Friulana, e inabissarsi nella laguna di Marano, per riemergere sulla costa croata a Punta Salvore, proprio a ridosso del confine con la Slovenia, e allacciarsi alla rete croata dell' alta tensione a Pisino, nel centro della penisola istriana. «In Croazia - fa notare Locatelli - un megawattora costa sui 35-40 euro, in Italia ormai siamo a 70, praticamente il doppio». Ma il progetto Trafigura-Acegas non è unico. Altri vorrebbero attaccare la spina in Slovenia, a sua volta terra di passaggio e di prezzi modici. Un consorzio paritetico italo-sloveno si è formato attorno alla compagnia slovena Istrabenz e a Iris, l' ex municipalizzata di Gorizia, con la partecipazione della Rete Ferroviaria Italiana, per collegare con appena 16 chilometri di cavo interrato le sottostazioni elettriche ferroviarie di Vrtojba (a Sud di Nova Gorica) e di Redipuglia (a Nord di Monfalcone). Anche su quest' idea il governatore Riccardo Illy è stato già consultato. Più a Nord, Energia del gruppo Cir (De Benedetti), ha un progetto d' interconnessione con l' Austria fra Udine e Arnoldstein. «Fra Italia e Austria c' è solo una linea di collegamento, la Lienz-Soverzene: noi vorremmo aggiungerne almeno un' altra, sfruttando le infrastrutture già esistenti», spiega Mario Molinari di Energia. Per la compagnia elettrica di De Benedetti non c' è necessità di trovare un partner oltre confine, visto che è già partecipata al 40% da Verbund, la più grossa azienda elettrica austriaca.

Strozzature nella rete

Per abbattere il prezzo dell' energia in Italia non basta aumentare la produzione: bisogna ampliare la rete di trasmissione. È quello che sta cercando di fare Luca D' Agnese, numero uno del Grtn, il gestore della rete nazionale, che sta per chiudere già questa settimana l' operazione di fusione con Terna - la società proprietaria della rete, quotata lo scorso giugno - a cui dovrà conferire entro la fine di aprile oltre il 70% dei dipendenti e tutte le attività di strategia industriale. Al Grtn propriamente detto resterà soltanto l' attività d' intermediazione finanziaria: la gestione dei certificati verdi e dell' energia Cip6 (con un giro d' affari di circa 5 miliardi) e le due società controllate Acquirente Unico (intermediario per il mercato vincolato) e Gestore del mercato elettrico (società madre della Borsa elettrica), con un giro d' affari di altri 7 miliardi. Ma per ora la strategia di sviluppo della rete è il punto su cui l' attività del Grtn resta focalizzata, anche per l' estrema urgenza degli interventi programmati. «Recuperare un ritardo infrastrutturale di decenni non è facile, soprattutto con i problemi autorizzativi che ci troviamo a dover affrontare tutti i giorni - spiega D' Agnese -. Del resto, con 20 mila megawatt di centrali elettriche autorizzate e 10 mila in cantiere, se la rete non cresce, tutto questo lavoro non servirà a nulla». E il rischio di blackout incombe. Secondo i piani del ministero delle Attività Produttive, le nuove centrali in costruzione dovrebbero consentire di abbassare del 20% il costo della produzione elettrica in Italia, attualmente il più alto d' Europa. Entro il 2009 il parco di produzione italiano dovrebbe raggiungere una potenza complessiva di 62-64 mila megawatt (contro i 53 mila attuali). Ma la maggior parte delle centrali in costruzione è collocata a Nord-Ovest o a Sud-Est del Paese: «Se fra questi due estremi non ci saranno collegamenti adeguati - fa notare D' Agnese - le strozzature nella rete impediranno di trasmettere l' energia prodotta là dove serve». Già oggi, ci sono aree che producono molta più energia di quanta ne consumino, come la Calabria, ma non possono trasmetterla alle regioni fortemente deficitarie, come la Campania, per le carenze delle infrastrutture di rete. Ad esempio la centrale elettrica di Rossano Calabro non può essere utilizzata a pieno ritmo per la debolezza della linea di trasmissione Rizziconi-Laino, un unico filo che serve tutta la punta dello stivale, collegandola poi con la Sicilia. E due dei nuovi impianti in cantiere sono proprio da quelle parti: Edison sta costruendo ad Altomonte e a Simeri Crichi. «Il potenziamento della linea Rizziconi-Laino è considerato fra i più urgenti - commenta D' Agnese - e dovrebbe essere completato entro sei mesi». Anche dalle centrali pugliesi attorno a Brindisi e a Taranto non si può mandare energia in Campania perché manca la linea di collegamento, la famosa Matera-Santa Sofia: i cantieri sono fermi da dieci anni per l' opposizione degli abitanti di Rapolla, un paese in provincia di Potenza sul cui territorio la linea doveva passare. E ben presto la situazione sarà ancora più grottesca, perché fra i nuovi impianti in costruzione ce n' è un altro a Brindisi, un colosso da 1.170 megawatt di Enipower. Ora le autorità si sono messe d' accordo per un tracciato alternativo, che allunga la linea di quasi 20 chilometri, e i lavori dovrebbero essere terminati nella primavera del 2006. Ma da qui ad allora in Campania l' energia continuerà a costare di più. «Le resistenze locali alla costruzione d' infrastrutture come le linee elettriche - spiega D' Agnese - derivano da preoccupazioni legittime, ma spesso finiscono per perdere di vista le esigenze della comunità: nei centri abitati non si può perché sono abitati, nelle zone non abitate non si può perché sono paradisi incontaminati. Bisognerà pur trovare un modo per mettersi d' accordo». E visto che l' approccio dall' alto non funziona, il Grtn sta sperimentando una tecnica diversa: prima incrocia le necessità della rete con le incompatibilità ambientali per trovare il tracciato ottimale e poi mette attorno a un tavolo le parti coinvolte, per cercare di capire quali sono le preoccupazioni locali. «Con questo sistema - aggiunge D' Agnese - cerchiamo d' integrare meglio lo sviluppo della rete elettrica con le altre caratteristiche del territorio, individuando le alternative accettabili quando il progetto è ancora a uno stadio iniziale». E i primi frutti si vedono. Dopo un decennio di stasi, in cui la rete elettrica italiana è andata addirittura indietro (dal ' 95 ad oggi sono stati dismessi 39 chilometri di rete, contro i quasi 400 costruiti nel decennio precedente), si ricomincia a costruire. La linea S. Fiorano-Robbia, appena completata, è il primo nuovo elettrodotto d' interconnessione con l' estero realizzato dopo quasi vent' anni: l' ultima linea entrata in servizio sull' arco alpino, la Rondissone-Albertville fra Italia e Francia, risale all' 86. Prossima tappa, sul fronte dell' interconnessione con l' estero è il collegamento con la Slovenia e le sue centrali nucleari, da Udine a Okroglo, nella valle della Sava. Sul territorio nazionale, oltre a quelli citati, altri punti dolenti da risolvere in fretta sono in Lombardia (Turbigo-Rho), in Puglia (Foggia-Benevento) e il collegamento con la Sardegna, dove la diffusione dell' eolico, per definizione instabile, richiede un grande sviluppo della rete. In complesso il piano quinquennale del Grtn, con un investimento da 1,7 miliardi di euro, prevede una quindicina d' interventi, di cui otto molto urgenti per garantire la copertura del fabbisogno al 2010. In questo modo si alzeranno i costi di trasmissione, ma verranno eliminate le congestioni nella rete, che tengono i prezzi artificialmente alti. E dopo non ci saranno più scuse.

Il piano di Terna contro il blackout

Le tempeste scoppiano sempre di domenica. E di notte. Nell' alta Val Leventina, a ridosso del Gottardo, un fulmine ha interrotto domenica scorsa la stessa direttrice del blackout del 28 settembre, la linea Musignano-Lavorgo. Tre-quattro minuti con il fiato sospeso per i tecnici del Grtn sono bastati a riportare tutti indietro, alla notte del grande buio. Ma gli italiani non se ne sono accorti. Stavolta il blackout non c' è stato. Le linee d' interconnessione non sono più sovraccariche, perché le importazioni di energia sono state ridotte. Le comunicazioni tra i tecnici ai due lati della frontiera sono migliorate, grazie all' addestramento nelle reciproche centrali operative. Le linee di difesa preventiva hanno funzionato. Ma il rischio rimane. Le linee d' interconnessione che collegano l' Italia alla rete europea sono ancora carenti. Il parco di generazione non si è ampliato di molto rispetto a un anno fa, quando ci furono i primi distacchi di corrente programmati. E i consumi continuano a galoppare. Due milioni di condizionatori comprati in un anno, fanno circa duemila megawatt in più. Per ora il tempo è stato clemente, ma basta un' ondata di caldo e la domanda s' impenna: per ogni grado in più il consumo aumenta di 500 MW. Se i picchi estivi della domanda - previsti dal Grtn a fine luglio-inizio agosto e nell' ultima settimana di agosto - dovessero rivelarsi esatti, il sistema elettrico italiano non sarebbe in grado di soddisfarli. Di conseguenza il gestore della rete, nella persona dell' amministratore delegato Luca D' Agnese, sarebbe di nuovo costretto a staccare la corrente a una parte del Paese. Il piano dei distacchi è già pronto, facilmente consultabile nel portale di Enel Distribuzione, alla voce «pianificazione emergenza blackout». È passato un anno e siamo daccapo. Che cos' è cambiato nel frattempo? «Stiamo cercando di utilizzare meglio il parco centrali, incentivando le aziende produttrici a spostare in un periodo dell' anno meno critico le manutenzioni, che di solito si facevano d' estate. Per far fronte ai casi d' emergenza abbiamo rimesso in funzione vecchi impianti che non venivano più usati perché considerati troppo inefficienti. Abbiamo introdotto il capacity payment, componente tariffaria che premia la disponibilità di generazione nei giorni critici». Così la carenza di generazione finisce nell' aumento delle tariffe. Come si spezza questo circolo vizioso? «La nostra capacità di generazione non riesce a star dietro alla crescita dei consumi: la vera soluzione verrà solo dalla costruzione di nuove centrali». Per frenare la corsa dei prezzi, l' Autorità sembrerebbe decisa ad affidare al Grtn le centrali meno efficienti, che mandano in orbita le quotazioni di Borsa (il 18 giugno siamo arrivati a un prezzo record di 163,49 euro a MWh), sottraendole alla gestione delle aziende elettriche. Lei cosa ne pensa? «Si tratta di un provvedimento estremo, pensato per evitare che nelle ore e nelle zone di massima criticità l' unico operatore disponibile sia libero d' imporre il suo prezzo. Ma spero che le brusche oscillazioni, che hanno spinto l' Autorità a prendere in considerazione questa soluzione, non si verifichino più...». In ogni caso la partenza della Borsa dovrebbe incentivare la costruzione di nuovi impianti... «La trasparenza sul fronte dell' offerta è essenziale per attirare gli investimenti: seguendo i prezzi di Borsa si vede chiaramente come il caldo fa salire la domanda. Quando si rompe un impianto, sale ancora di più. I prezzi alti diventano un incentivo a esserci nei giorni e nelle ore in cui serve». Ma anche così non è detto che si risolva il problema: in certe zone è la rete che non regge le nuove centrali. «Ci sono strozzature che vanno corrette, come la dorsale calabrese, da raddoppiare. Già oggi quella è una linea carente e in Calabria si stanno costruendo diverse centrali. Se non verrà rafforzata, l' energia prodotta non potrà arrivare a destinazione. L' elettrodotto Rizziconi-Laino, progettato nei primi anni ' 90, è molto urgente, anche se mi rendo conto che l' attraversamento del parco nazionale del Pollino è un problema delicato». Stesso discorso per la linea Matera-Santa Sofia, che dovrebbe trasportare l' energia dalle centrali pugliesi alla Campania, dove le carenze sono drammatiche. Ma è ferma da dieci anni per l' opposizione del comune di Rapolla. «Anche qui stiamo cercando da anni di raggiungere un compromesso. C' è una variante già autorizzata con un decreto presidenziale, ma la gente del paese non è d' accordo». Non avete mai pensato di riservare i distacchi di corrente soltanto alle regioni deficitarie, per indurre gli enti locali a un comportamento più responsabile? «Dal punto di vista tecnico non è impossibile, ma i problemi politici sarebbero enormi. E poi spesso non è facile circoscrivere tutte le responsabilità a un solo territorio regionale: nel caso dell' elettrodotto Matera-Santa Sofia, ad esempio, è la Campania a essere deficitaria, ma Rapolla è in Basilicata». Problemi analoghi s' incontrano sulle linee d' interconnessione con l' estero? «Sì, ma lì stiamo facendo parecchi passi avanti. Sull' elettrodotto San Fiorano-Robbia, che aumenterà di un quarto la capacità di trasporto dalla Svizzera, ci siamo già messi d' accordo con i paesi interessati della Valtellina e della Val Camonica e speriamo di concludere i lavori entro fine anno. Smantelleremo decine di vecchie linee minori, con poca capacità, che sposteremo sul nuovo elettrodotto. Così almeno ci sarà una struttura sola». E sul fronte Nord-Est? «Lì siamo deboli. Stiamo cercando di aumentare la capacità d' interconnessione con l' Austria attraverso la linea Cordignano-Lienz, e con la Slovenia attraverso la Udine-Okroglo, che rafforzerà molto quel fronte, da cui potremmo importare quantità ben maggiori di energia a buon prezzo se la rete fosse più articolata».

Una rete piena di buchi

A nove mesi dal blackout del 28 settembre, l'Italia brancola ancora nel buio. Sappiamo che i principali responsabili di quelle ore drammatiche sono stati gli operatori svizzeri, che non hanno comunicato con sufficiente chiarezza la gravità della situazione. Ma i difetti della rete italiana, che hanno consentito al grande buio di estendersi su tutta la penisola (tranne la Sardegna) e di rimanerci in certe zone per 19 ore filate, non sono ancora stati individuati nei dettagli. Conclusa la settimana scorsa l’indagine conoscitiva dell’Autorità, partono ora le inchieste formali fra produttori, distributori e Grtn per capire che cosa non ha funzionato in casa nostra, perché svizzeri e francesi hanno risolto i loro problemi in pochi minuti mentre da noi ci sono stati quattro morti e danni per 380 milioni di euro. E se siamo ancora in fase d’istruttoria, è legittimo supporre che le carenze di allora non siano state corrette, tranne i difetti più evidenti, come la congestione delle 16 linee d'interconnessione con l'estero, drasticamente ridotta dal Gestore della rete. Dai rilievi dell’Autorità si deduce che la principale imputata è la rete di trasmissione nazionale, in questi giorni al centro dell'attenzione degli investitori per il maxi collocamento di Terna previsto per oggi. La rete italiana ad altissima tensione è lunga 22.318 chilometri: 74,1 metri di cavo per ogni chilometro quadrato. In Germania ce ne sono 110,7, in Francia 86,4, in Austria 74,2 (ma la densità di popolazione è la metà della nostra). Perfino le linee greche sono più robuste, con 80,6 metri di cavo per chilometro. “La rete è ferma da almeno cinque anni – spiega Davide Tabarelli, direttore del Rie (Ricerche industriali energetiche) di Bologna – e quindi c’è poco da stupirsi che sia andata in tilt al primo imprevisto. In un caso come quello accaduto in settembre, un sistema che si rispetti dovrebbe quantomeno avere un automatismo per isolare Piemonte e Lombardia dal resto d’Italia”. Malgrado l'entusiasmo dei risparmiatori per un titolo sicuro come un Bot ma più remunerativo, agli italiani infatti non piace avere Terna in casa. Da Rapolla in Basilicata alle vette della Valcamonica o della Valtellina, nessuno ama i tralicci e l’inquinamento elettromagnetico che portano. “I due casi degli elettrodotti Matera-Santa Sofia e San Fiorano-Robbia, fermi da anni per l’opposizione delle comunità locali, sono solo la punta dell’iceberg”, precisa Tabarelli. Il tracciato Matera-Santa Sofia, di cui mancano solo 7 chilometri su 200 per lo stop degli abitanti del paese di Rapolla, dovrebbe collegare la zona di Napoli – gravemente deficitaria - con le due gigantesche centrali di Brindisi, che vanno al minimo per mancanza di un mercato di sbocco. “I costi di produzione nel Napoletano – fa notare Tabarelli - sono molto più alti che altrove, proprio perché scarseggia l’energia elettrica. Ma in generale tutta l’infrastruttura meridionale è molto carente: dorsale adriatica e dorsale tirrenica sono troppo poco collegate e il passaggio di energia spesso dipende da un filo singolo invece che da una rete”. Il Sud della Calabria, dove si stanno costruendo varie centrali importanti, è quasi isolato: lo collega al resto d’Italia una linea su cui non passano più di 300 MW. Ma è inutile costruire centrali se poi l’energia non può arrivare a destinazione. “Anche Sicilia e Sardegna, che producono più di quanto consumino, avrebbero bisogno di un raddoppio delle linee, per non parlare dell’interconnessione con la Grecia”, spiega Tabarelli. All’altro capo della penisola, la tratta italiana dell’elettrodotto San Fiorano-Robbia, che aumenterebbe di un quarto (1500 MW) la disponibilità di corrente importata dalla Svizzera, è ferma da nove anni per l’opposizione delle comunità locali in Valcamonica e in Valtellina. E non entrerà in funzione nemmeno quest’estate per intoppi burocratici, malgrado l’accordo già firmato da mesi al ministero delle Attività produttive. Nel frattempo la parte svizzera, da Robbia (nei Grigioni) al confine con l’Italia, è già pronta e aspetta di essere collegata. Un'altra ciambella di salvataggio contro il blackout che galleggia da sola senza pretendenti. “Ma le carenze più vistose sono nel Nord-Est – fa notare Giuseppe Gatti di Energy Advisors – dove siamo costretti a rinunciare a una linea d’interconnessione con la Slovenia da 1300 MW già esistente, per questioni di sicurezza. La strozzatura di Dolo, vicino a Venezia, isola praticamente tutta l’area orientale del Paese, da cui potremmo importare più energia se ci fossero più linee”. Non è solo una questione di dimensioni della rete, che il piano appena varato dal Gestore prevede di ampliare di 1.900 chilometri, per un investimento di 1.700 milioni di euro. “La rete italiana dovrebbe diventare più fitta e più ramificata – commenta Piero Manzoni, responsabile dell’area Power di Siemens Italia – ma soprattutto più moderna. Gli elettrodotti non significano soltanto tralicci, ma anche cavi interrati o linee gas insulated, molto meno inquinanti. I sistemi di controllo e monitoraggio digitali, che correggono l’errore umano, sono poco diffusi”. Nel caso del 28 settembre, un sistema più efficiente di sconnessioni e reinstradamenti automatici dei flussi avrebbe limitato quell’effetto domino che ha spento perfino la Sicilia. Proprio il malfunzionamento di una serie di automatismi ha reso il blackout particolarmente devastante: dagli impianti che si sono spenti, mentre avrebbero dovuto restare accesi sui gruppi ausiliari, all’azione di alleggerimento automatico, che non ha raggiunto i livelli previsti dalle regole tecniche di connessione. “E’ stato riscontrato – precisa addirittura l’Autorità – che un certo numero di imprese distributrici connesse alla rete di trasmissione nazionale non sono dotate di dispositivi di alleggerimento automatico del carico”.Sulle responsabilità della débacle non c’è ancora chiarezza. Ma sulla necessità di potenziare la rete non ci sono dubbi.

Rete elettrica: pubblica o privata?

Con la riforma Marzano delle politiche energetiche ancora ferma al Senato, la partenza della Borsa elettrica che subisce uno slittamento dopo l' altro e le incertezze normative che frenano la costruzione di nuove centrali, nel mercato elettrico italiano avanza solo la privatizzazione di Terna, rete ad alta tensione di cui Enel deve progressivamente disfarsi per ottemperare all' obbligo di scindere la produzione dalla trasmissione. «Un passo obbligato e opportuno, anche se ho i miei dubbi che una privatizzazione integrale sia compatibile con la sicurezza del sistema», commenta Bruno Tabacci, presidente della Commissione Attività Produttive della Camera, che spezza una lancia a favore del controllo pubblico delle reti. Con il via libera del consiglio di amministrazione dell' Enel, il collocamento di metà di Terna è partito, ma l' orientamento sull' unificazione della rete con il Grtn (il gestore della rete, oggi in capo al ministero dell' Economia e candidato al matrimonio con Terna), deve ancora essere perfezionato con l' approvazione della riforma Marzano. Questo ritardo non sta diventando preoccupante? «Molto preoccupante. Il provvedimento non sta seguendo un percorso lineare al Senato. Così rischiamo di complicare il terzo passaggio alla Camera, dove la riforma dovrà comunque ritornare. Quanto all' unificazione del Grtn con Terna, avverrà sicuramente dopo la quotazione per garantire la massima trasparenza al momento del collocamento. Il progressivo scorporo della rete da Enel e la contestuale unificazione col Grtn sono una buona cosa, perché promuovono la concorrenza in un mercato ancora tutto da sviluppare e risolvono il conflitto d' interessi del proprietario della rete con il suo gestore. Quando la privatizzazione andrà a regime, anzi, sarebbe auspicabile anche un' unificazione con Snam Rete Gas. Ma alla lunga sarebbe opportuno l' ingresso di un azionista neutrale, tipo Cassa depositi e prestiti, che tenga in mano il comando del sistema». Resta il fatto che alla liberalizzazione mancano molti tasselli: la partenza della Borsa, considerata essenziale dagli operatori, slitta ormai da mesi... «Naturalmente l' avvio della Borsa è importante, ma bisogna rendersi conto che è difficile costruire un mercato efficiente in presenza di una carenza di offerta, come quella in cui ci troviamo oggi. È per questo che la partenza viene continuamente rinviata. Inoltre se i contratti bilaterali diventeranno prevalenti rispetto ai volumi scambiati sul mercato, la Borsa elettrica sarà una borsetta priva di qualsiasi rilevanza. Per dar fiato agli scambi bisognerebbe incrementare l' offerta, costruendo nuove centrali o potenziando quelle esistenti, e convogliare il più possibile l' energia disponibile verso la Borsa». Due argomenti scottanti. Da un lato le oscillazioni normative che intralciano i progetti e scoraggiano gli investimenti, dall' altro la mancanza di trasparenza sul fronte dell' offerta - ad esempio con il regime cosiddetto Cip6 o con gli incentivi ai clienti interrompibili - rischiano di bloccare la liberalizzazione del mercato. «I contrasti fra Stato ed enti locali sulle centrali sono un grave ostacolo all' incremento dell' offerta: l' energia non dovrebbe essere materia inclusa nell' articolo 117 della Costituzione, che ho anche proposto di modificare su questo punto. Almeno le centrali sopra i 300Mw dovrebbero essere considerate alla stessa stregua delle grandi infrastrutture e sottoposte solo alla potestà statale». E sulla questione del Cip6? «La Commissione attività produttive ha già invitato il governo a cambiare strada. Il Cip6 garantisce una tariffa molto più alta dei valori di mercato all' energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e "assimilate", per incentivare la tutela dell' ambiente. Ma le fonti assimilate non sono altro che fonti convenzionali mascherate, con grande apporto di idrocarburi, che hanno ormai quasi completamente fagocitato gli incentivi, coprendo il 13-14% della produzione nazionale (le vere rinnovabili non superano il 4%). In questo modo noi dichiariamo di ottemperare all' accordo di Kyoto e invece non è vero. Ma a quale titolo può essere imposta ai cittadini e alle imprese una tassa occulta a favore dei produttori di energia da fonti assimilate stimata in oltre 30 miliardi di euro in 15 anni?». E gli incentivi ai clienti interrompibili? «Non quadrano. Bisognerebbe distinguere gli interrompibili veri da quelli finti e smettere di concedere sussidi immotivati a chi è interrompibile solo di nome». Insomma questa liberalizzazione pesta troppi piedi per aver vita facile. Che cosa bisognerebbe fare per darle una spinta? «Bisogna avanzare con decisione sulla strada delle privatizzazioni, introdurre maggiore flessibilità nelle autorizzazioni ai nuovi impianti e rendere più chiari i rapporti nella catena di comando del sistema».