Le frecce di Robin Hood su Eni, Shell e Total

Il greggio sale di un dollaro al barile? Per una compagnia petrolifera come l' Eni, l' utile netto si gonfia di 200 milioni di euro all' anno. E nel 2007 il prezzo del petrolio è raddoppiato, da 50 a 100 dollari al barile. Un trend che continua ancora, con punte oltre i 130. Mentre i costi di produzione non si spostano di molto: a seconda dei Paesi, oscillano fra i 5 e i 10 dollari al barile. E' così che si spiegano i profitti record delle major, dai 40,6 miliardi di dollari incamerati l' anno scorso dal numero uno mondiale, l' americana Exxon, ai 10 miliardi di euro (15,5 miliardi di dollari) dell' Eni. Se la Exxon fosse un Paese, i suoi profitti risulterebbero superiori al Pil di due terzi delle 183 nazioni comprese nelle graduatorie della Banca Mondiale. L' Eni invece si collocherebbe a metà, fra Cipro e l' Islanda. E' ben vero, come ha sostenuto giovedì 12 giugno lo stesso Paolo Scaroni, che l' extraprofitto resta in parte nelle tasche dei Paesi produttori, sempre più esosi nei confronti delle compagnie petrolifere indipendenti. Ma è anche chiaro che l' Italia, pur essendo fra i principali produttori di idrocarburi d' Europa, incassa ben poco sul fronte delle royalties sulle licenze di estrazione, mantenute insolitamente basse. «E' su questo punto che il nuovo governo potrebbe andare a incidere, se volesse introdurre un sistema di "profit sharing sulle rendite petrolifere", suggerisce Luigi De Paoli, esperto di politica energetica della Bocconi. «Una Robin Hood Tax, intesa come tassa sui profitti dei petrolieri, invece, mi sembra difficilmente praticabile, se non altro dal punto di vista tecnico-fiscale». Un progetto in questo senso era già stato formulato a fine 2005 da una commissione di esperti convocata dai ministeri dell' Industria e del Tesoro, quando il precedente governo Berlusconi si era trovato di fronte allo stesso problema, dopo una cavalcata delle quotazioni del greggio da 40 a 70 dollari al barile. Il suggerimento di De Paoli, fatto proprio dalla commissione, fu di aumentare le royalties sui giacimenti italiani dal 7 al 25%. Ma poi cambiò il governo e non se ne fece nulla. Oggi, aggiornati i conti e i meccanismi alla luce dei nuovi record, quel progetto potrebbe portare nelle casse dello Stato un gettito superiore al miliardo di euro l' anno sull' estrazione di petrolio e di quasi due miliardi per il gas. «Tre miliardi di euro non risolverebbero tutti i problemi delle fasce di popolazione meno abbienti - ammette De Paoli -, ma almeno avrebbero il vantaggio di equiparare il sistema italiano a quello di altri Paesi produttori, coinvolgendo tutte le compagnie petrolifere che operano sul nostro territorio, dall' Eni alla Shell o alla Total, senza urtare troppo la suscettibilità di nessuno». Il problema principale della «Robin Hood Tax», sulla base di quanto è stato anticipato finora da Giulio Tremonti, è che una maggiorazione straordinaria dell' imposta sugli utili delle imprese andrebbe a colpire praticamente solo l' Eni e finirebbe per ridurre i dividendi anche al Tesoro, che già si porta a casa il 30% dei profitti come principale azionista. «Da un lato, quindi, si rischia un effetto di sostituzione, che non migliorerebbe le entrate dello Stato», commenta Marzio Galeotti, economista esperto di energia della Statale. «Per non parlare poi del fatto - aggiunge - che farebbe infuriare gli altri azionisti e deprimerebbe i corsi borsistici del cane a sei zampe». Un altro rischio della Robin Hood Tax è di colpire il bersaglio sbagliato. «Bisogna distinguere bene - spiega Davide Tabarelli di Nomisma Energia - fra upstream e downstream». La vera rendita petrolifera risiede nel primo segmento, di esplorazione e produzione. «La rendita mineraria delle compagnie, che producono a 5-10 dollari al barile e poi vendono a 120 sui mercati internazionali, è gigantesca», fa notare Tabarelli. La raffinazione, invece, è un' attività industriale come un' altra, con margini piuttosto risicati. Basta guardare i conti di Saras o Erg per rendersene conto. E la distribuzione è semmai l' anello debole della catena, assediata dai problemi di competitività nel settore commerciale. «Colpire la raffinazione - ammonisce Tabarelli - sarebbe come aumentare le tasse sui carburanti, che sono già altissime: andrebbe immediatamente a colpire i consumatori». In sostanza, gli esperti concordano. «L' aumento delle royalties sulle licenze di estrazione è un discorso serio - interviene Pia Saraceno del Ref - tutto il resto è solo populismo». Nessuno nega il valore etico dell' idea di colpire i ricchi per dare ai poveri. «Ma bisogna stare attenti a non provocare più danni che vantaggi ai consumatori», precisa Saraceno. Che apre un nuovo fronte di discussione: sulla rendita idroelettrica. «L' acqua non costa niente, ma il prezzo dell' energia viene trascinato in alto dal caro-greggio. Anche l' Enel, che è il principale beneficiario di questo vantaggio, gode di margini crescenti: ragioniamoci su».

E noi scommettiamo sull'anidride carbonica

L' economia del carbonio entra nel mirino della grande finanza. Tra i mercati delle materie prime, quello della CO2 mostra ormai la crescita più promettente e svolge un ruolo-chiave nel consentire alle aziende di pianificare la loro strategia ambientale, offrendo trasparenza nei prezzi. Il programma di scambi in Europa per il 2008 è stimato in ben 46 miliardi di euro e a livello globale risultano avviati 940 progetti legati al Clean Development Mechanism (Cdm) del Protocollo di Kyoto, in grado di generare oltre due miliardi di «carbon credits». Si tratta di centrali a energia rinnovabile, di sostituzione delle vecchie tecnologie inefficienti o di recupero di energia là dove viene sprecata. In tutto il mondo le società finanziarie e le banche d' affari stanno investendo in questi progetti, che generano crediti di carbonio nei Paesi in via di sviluppo. I finanziamenti del venture capital sono arrivati a 5,18 miliardi di dollari nel 2007, con un aumento del 44% rispetto al 2006. Ultimo esempio, l' accordo annunciato fra il Programma di sviluppo delle Nazioni Unite (Undp) e il gruppo finanziario belga-olandese Fortis per supportare una serie di progetti «verdi» in Uzbekistan, Macedonia, Yemen e Ruanda, Paesi dove le attività di Cdm finora erano inesistenti. In base al Protocollo di Kyoto - che riconosce anche gli investimenti condotti dai Paesi sviluppati in quelli meno avanzati - questi progetti generano crediti di carbonio, liberamente negoziabili poi sui vari mercati mondiali. Se un' azienda di un Paese industrializzato supera il suo tetto di emissioni, è lì che dovrà andare a comprare i diritti ad inquinare, a un prezzo medio di 20 euro a tonnellata di anidride carbonica. «La crescita di questo comparto è inevitabili, anche grazie alla crescente pressione su tutta la filiera produttiva degli idrocarburi, dall' estrazione fino ai trasporti marittimi, che riduce l' offerta di petrolio e gas proprio mentre sta crescendo la richiesta delle popolazioni in via di sviluppo, soprattutto quella cinese», spiega Harris Antoniou, amministratore delegato di Fortis Energy, Commodities & Transportation. In questo modo i prezzi degli idrocarburi salgono e i progetti di generazione di energia da fonti rinnovabili diventano remunerativi. «Malgrado la battuta d' arresto dei mercati - sostiene Antoniou - non c' è dubbio che il comparto delle energie alternative abbia un grandissimo futuro e continui a crescere a ritmi sostenuti». Le decisioni politiche che si continuano a prendere nei Paesi industrializzati, del resto, confermano il trend. La Ue si è data dei traguardi precisi per il 2020, con un taglio delle emissioni di gas serra del 20%, che saliranno al 30% in caso di accordi internazionali più restrittivi, e un obiettivo vincolante del 20% nella produzione di energia alternativa, compreso un 10% di utilizzo di biocarburanti. «Sono valori che porranno l' Europa all' avanguardia di questo mercato, dov' è già oggi in posizione di leader», osserva Antoniou, che apprezza soprattutto l' eolico danese e il fotovoltaico tedesco. Ma anche a livello globale si sta andando verso un' accelerazione. Il processo di rinnovo del Protocollo di Kyoto dopo il 2012, anno in cui scade il periodo di adempimento, è già cominciato e l' Ipcc (il Gruppo intergovernativo sui mutamenti climatici che lo scorso anno ha vinto il premio Nobel per la pace) ha indicato alcuni traguardi precisi: una riduzione del 25-40% delle emissioni dei Paesi industrializzati entro il 2020 e una globale del 50-85% entro il 2050. La novità più importante è l' affacciarsi degli Stati Uniti a un sistema di «cap and trade» simile a quello europeo. Per l' economia del carbonio potrebbe essere la svolta decisiva.

Modello Finlandia: l'atomo va in banca

Costruire una centrale nucleare non è un' impresa semplice. Niente a che fare con le dimensioni finanziarie di un ciclo combinato a gas. Costi e tempi sono molto più impegnativi. Ma il caro-greggio e le limitazioni di Kyoto fanno pendere la bilancia del mercato internazionale verso l' atomo, perciò gli appalti si moltiplicano. Dopo la Georgia, anche in South Carolina è partito l' ordine alla Westinghouse per due reattori AP1000 da 1100 MW ciascuno, piazzato dalla South Carolina Gas and Electricity, una delle più grosse utilities americane. «Prezzo complessivo, chiavi in mano: 9,8 miliardi di dollari, ovvero 6,3 miliardi di euro, cioè 2.800 euro per kilowatt», riferisce Alessandro Clerici, responsabile del gruppo di lavoro sul nucleare del World Energy Council e vicepresidente della Commissione Energia di Confindustria. «Un bel salto rispetto ai 2 mila euro per kilowatt della prima centrale europea di terza generazione, la finlandese Olkiluoto3», fa notare Clerici, che è appena rientrato dalla Scandinavia, dove ha accompagnato una delegazione di Energy Lab con Giuliano Zuccoli per prendere contatto con gli amici finlandesi. L' interesse degli italiani si concentra in particolare sulle modalità di finanziamento. Il reattore, un Epr da 1.600 MW che entrerà in funzione nel 2011, è stato ordinato nel 2005 alla joint-venture franco tedesca Areva-Siemens dalla Tvo, una società senza scopo di lucro in cui si raccolgono sessanta azionisti, fra operatori elettrici e industriali della carta. Il consorzio si è impegnato a ritirare a prezzo di costo tutta l' energia prodotta, per soddisfare il proprio fabbisogno. Così ha abbattuto il rischio di mercato ed è riuscito a farsi finanziare l' investimento dalle banche all' 80%, con un tasso molto contenuto, del 5%. Ecco come hanno fatto i finlandesi a ridurre il costo dell' investimento a 2 mila euro al kilowatt, che tradotto in termini di produzione significa 15 euro a megawattora. Basta aggiungere altri 15 euro - tra costi standard di gestione, acquisto del combustibile (che ha un' incidenza minima), trattamento dopo l' utilizzo e smantellamento finale dell' impianto - per ottenere il prezzo dell' energia a bocca di centrale: 30 euro a MWh. Ma attenzione, anche il modello finlandese non riesce a fermare la cavalcata delle materie prime. In questi tre anni il prezzo dell' acciaio è raddoppiato, quello del rame quintuplicato. E l' effetto si vede, confrontando i costi del primo Epr con quelli del secondo, su cui sono già partite le richieste di autorizzazione. Tvo, guidata dal presidente Pertti Simola, sarà anche stavolta della partita. Ma i costi di costruzione per Olkiluoto4 - si legge nei primi studi di fattibilità - saranno molto più salati: da 2000 a 2800 euro al kilowatt, in linea con quelli americani. Tradotti in termini di produzione: 21 euro al MWh, più i soliti 15 di gestione, per un prezzo finale dell' energia di 36 euro al MWh. Sempre la metà di un megawattora a gas, ma un pò meno conveniente. Un trend destinato a continuare: fra cinque anni, in pieno boom di richieste, i prezzi saranno certamente più alti e i termini di consegna più lunghi. Sul modello finlandese si possono anche calcolare i tempi: per Olkiluoto4 si sa già che ci vorranno 11-12 anni. Due per la valutazione d' impatto ambientale, uno per l' autorizzazione governativa, che comporta un voto in Parlamento, un altro per la licenza di costruzione dall' Authority nucleare, altri due per le gare d' appalto, 5-6 per la costruzione materiale della centrale.

Jeffrey Pfeffer

La specialità di Jeffrey Pfeffer, professore alla Business School della Stanford University, è smontare i luoghi comuni. E' questo l' obiettivo principale del suo ultimo libro, «What Were They Thinking?» (Harvard Business School Press), in cui spara a zero su una serie di gravi errori talmente diffusi da diventare comportamenti standard nelle aziende.

Perché le imprese talvolta fanno delle stupidaggini?

«Perché tendono a ignorare i meccanismi di causa ed effetto. In tempi recenti, ad esempio, ci si è molto stupiti del fatto che il costo del lavoro dei programmatori indiani sia salito. Ma cosa c' è di strano? E' il vecchio gioco di domanda e offerta: se tutti delocalizzano in India, dopo un pò il costo del lavoro lì si alza. Secondo problema: spesso le aziende hanno una concezione meccanicistica del comportamento umano, sia in relazione ai propri dipendenti che ai clienti. Per vedere la realtà bisogna uscire dai cliché».

Facciamo un esempio.

«Prendiamo l' eterna questione del rapporto con il cliente. Migliorarlo è semplice: basta occuparsi di lui. E dire la verità. Tutti noi abbiamo sentito milioni di volte la famosa risposta registrata: «La vostra chiamata è importante per noi». Ma se quella chiamata fosse davvero importante, qualcuno risponderebbe in un tempo ragionevole invece di farci sentire una musichetta o bombardarci di annunci pubblicitari. Prendendo in giro la gente, è logico che il rapporto con il cliente non sia buono. Chi vuole migliorarlo deve cambiare sistema».

Il rapporto con i clienti diventa particolarmente centrale nelle aziende in via di ristrutturazione?

«Come diceva il defunto Peter Drucker, senza clienti non c' è business. Rimettere un' azienda debole sui binari significa essenzialmente offrire ai propri clienti più di quello che si aspettano. Prodotti e servizi migliori o più attenzione della concorrenza. Questo diventa difficile da fare se c' è un piano di tagli in corso. Se possibile, bisogna tentare di farlo prima, motivando al rilancio le persone migliori».

E se l' azienda funziona ma la gente non compra lo stesso, che si fa?

«Se proprio bisogna tagliare per far quadrare i conti, va fatto con compassione e generosità, comunicando di persona la decisione agli interessati. Ma queste misure demotivano la gente, perciò bisogna sempre tentare di evitarle, magari riducendo un pò l' orario di lavoro o le parti variabili dello stipendio di tutti. Le ricadute, poi, si vedono. Se la Southwest Airlines se l' è cavata senza tagli dopo l' 11 settembre 2001, non si vede perché anche le altre compagnie aeree non siano riuscite a farlo. Non è un caso se Southwest ora fa più utili».

Qual è la funzione più importante del capo azienda?

«Non è prendere le decisioni giuste, ma identificare e promuovere il talento negli altri. Creare un ambiente in cui la gente possa e voglia dare il meglio di sé. Spesso meno leadership è la leadership migliore. Nessun seme può germogliare se lo si estrae dalla terra per esaminarlo ogni settimana. Bisogna dare spazio e risorse alla gente se si vuole che faccia le cose in maniera innovativa».

Kyoto: i ritardi dell'Italia

Il contatore gira e segna un debito di 5 milioni di euro al giorno. E’ quello che l’Italia sta accumulando inesorabilmente per lo sforamento delle emissioni di anidride carbonica rispetto all’obiettivo previsto dal protocollo di Kyoto, di cui si è celebrato recentemente il terzo anniversario dall’entrata in vigore. Dal 1° gennaio di quest’anno, le industrie europee devono cominciare ad adeguarsi agli obblighi del protocollo. Ma nei fatti ci separa dall’obiettivo di Kyoto un divario di quasi 100 milioni di tonnellate di CO2 da tagliare e ogni ritardo comporta costi crescenti. Per la precisione, i calcoli del Kyoto Club – associazione di imprese impegnate nella difesa del clima – indicano un costo di 63 euro al secondo, assegnando un valore prudenziale di 20 euro per tonnellata all’anidride carbonica prodotta. Un debito che in tre mesi ha raggiunto i 500 milioni e a fine anno arriverà a due miliardi di euro. I costi di Kyoto non si pagano come una tassa, ma alla fine peseranno lo stesso sulle tasche dei cittadini. Sono costi che dovranno sostenere le imprese italiane dell’energia o di altri settori ad alte emissioni, per adeguarsi ai limiti internazionali. In base agli accordi presi in sede europea, nel periodo 2008-2012 l’Italia deve ridurre del 6,5% le sue emissioni rispetto a quelle misurate nel 1990. Ma mentre negli altri Paesi europei sono state prese misure graduali per raggiungere il target, dal ‘90 ad oggi le emissioni italiane sono cresciute del 12% invece di diminuire, quindi la riduzione da operare entro il 2012 per noi supera ormai il 18%. Un taglio gravosissimo, che peserà in larga parte sui portafogli degli utenti. Le imprese avranno tre strumenti per adeguarsi: investire in tecnologia per diventare più efficienti, realizzare impianti di energia pulita all’estero oppure comperare a caro prezzo i crediti di emissione sui mercati internazionali. La conseguenza saranno bollette elettriche più alte e produzioni più care per i settori più esposti, come la siderurgia o le cartiere. Con una perdita di competitività per chi non riesce a stare al passo. Man mano che il ritardo si aggrava, i costi si accumulano. Ma le imprese al momento attuale non hanno ancora a disposizione uno strumento fondamentale per operare le riduzioni: il piano nazionale di allocazione delle emissioni, varato con grande ritardo dal governo uscente e attualmente all’esame dei tecnici di Bruxelles. Nel periodo di adeguamento 2008-2012, la quantità di emissioni assegnate all’Italia dalla Commissione europea è pari a 483 milioni di tonnellate di CO2. Il taglio di oltre 90 milioni di tonnellate rispetto alla realtà attuale dev’essere ripartito equamente dal governo sugli oltre mille impianti italiani coinvolti, assegnando un tetto di emissioni annuali impianto per impianto. Per definire questa spartizione ci sono voluti molti mesi e la firma sul piano nazionale di allocazione dei due ministri interessati, Pier Luigi Bersani e Alfonso Pecoraro Scanio, è arrivata in extremis solo dopo la crisi di governo.Sta ora alla Commissione decidere se il piano italiano ottempera agli obblighi. Poi si tratterà di assegnare a ogni impresa le cosiddette unità di emissione di CO2 relative ai suoi impianti, che le consentiranno l’accesso al mercato europeo di scambi, l’Ets. Per ora, le imprese italiane non possono sfruttare il sistema dell’emission trading europeo, di cui beneficiano invece le imprese degli altri Paesi dell’Unione, dove le unità di emissione per l’anno in corso sono state assegnate entro il 28 febbraio, come previsto dalle regole dell’Ets. Ci troviamo quindi nella situazione paradossale di essere entrati in un sistema di trading… senza il trading. E a giudicare dalla rapidità con cui galoppa il caro-carbonio, trainato dal boom di tutte le materie prime, più si aspetta a comprare e più salato sarà il conto.

Scajola: prima le scorie, poi le centrali

Nucleare «scelta indispensabile», annuncia Silvio Berlusconi nelle dichiarazioni programmatiche al Senato. Nucleare «a tappe forzate», ribadisce Claudio Scajola. E Stefania Prestigiacomo, ministro dell' Ambiente, si associa. Tutti d' accordo, nel nuovo governo, sul rientro del nostro Paese in questo settore. Ma prima di parlare di ritorno al nucleare, c' è un dossier aperto sul tavolo di Scajola, alla pagina «deposito unico nazionale» dei rifiuti radioattivi. La commissione E c' è una commissione - composta da 11 rappresentanti dei ministeri interessati, delle Regioni, dell' Apat e dell' Enea - che dal 27 marzo, su incarico di Pier Luigi Bersani, sta lavorando per identificare un' alternativa a Scanzano Jonico, il sito individuato nel 2003 come il più adatto a un deposito di profondità nelle miniere di salgemma. «Entro giugno - spiega Raffaele Ventresca del ministero dell' Ambiente - daremo i primi risultati». Rilancio o non rilancio, questo sito va comunque trovato, perché le scorie nucleari sono una bomba a orologeria che ticchetta da oltre vent' anni, da quando nell' 87 è stato spento Arturo, a Caorso, l' ultimo reattore della stagione atomica italiana. Sicurezza «zero» Una bomba sparsa sul territorio in circa 150 depositi, grandi e piccoli, in condizioni di sicurezza precarie. Trino, Caorso, Latina e Garigliano, oltre all' impianto di fabbricazione del combustibile di Bosco Marengo e i centri di ricerca ex Enea di Saluggia, Casaccia e Trisaia, sono ancora tutti o in parte da bonificare. Ma altri tipi di rifiuti radioattivi continuano a essere prodotti al ritmo di 500 tonnellate l' anno. Il 90% è di natura medicale, come gli aghi di radio o le sorgenti ospedaliere al cesio e al cobalto, che possono essere facilmente trafugate dai depositi provvisori. Basterebbe abbinarli a un chilo di esplosivo plastico convenzionale, per arrivare a confezionare bombe sporche, capaci di contaminare aree fino a diversi chilometri quadrati. Deposito di superficie Va da sé che tutto questo materiale - dal più radioattivo che ci mette decenni a decadere al più innocuo che resta pericoloso solo per pochi giorni - va concentrato in un solo sito, più facilmente controllabile. «Non sarà un deposito di profondità, come quello immaginato a Scanzano, ma un deposito di superficie, simile all' impianto di Habog che abbiamo visitato a Borssele, in Olanda, per renderci conto della relazione con la popolazione e l' ambiente circostante», precisa Ventresca. Il deposito olandese è inserito in una zona industriale densamente popolata, dove le sue pareti arancioni, coperte di formule di Einstein e Planck, risaltano come un' opera d' arte. Centro di ricerca «L' impianto italiano non sarà un puro e semplice deposito, ma dovrà essere inserito in un centro di servizi tecnologici e di ricerca ad alto livello», aggiunge Ventresca. Il sito verrà individuato «attraverso un coinvolgimento partecipativo delle comunità locali» e la commissione spera vivamente che una buona comunicazione aiuti a sollecitare delle autocandidature, com' è avvenuto anche in Francia per il centro dell' Aube. Centri di superficie, come quello francese e olandese, ci sono anche in Spagna, a El Cabril, o in Belgio, a Dessel, mentre la Svezia e la Germania hanno optato per depositi di profondità, più complicati da individuare ma «tombali» per l' eternità. Il Regno Unito e la Finlandia, oltre al deposito di superficie, ne stanno costruendo anche uno in profondità.

Acea, le aggregazioni e la variabile Suez

Acea, la multiutility romana, è nel mirino del nuovo inquilino del Campidoglio. Con 2,58 miliardi di ricavi netti sui 4,3 miliardi complessivi del gruppo Comune di Roma, Acea è la più grande delle società di cui Gianni Alemanno è diventato principale azionista. «Faremo un monitoraggio attento dei cda, perché molte cose non vanno», ha avvertito il nuovo sindaco il giorno stesso dell' elezione. E fra le «cose» che non vanno, aveva probabilmente in mente diversi nomi. Come quelli del presidente di Acea Fabiano Fabiani, colonna storica dell' Iri, o dei consiglieri Luigi Spaventa, ex presidente della Consob, Piero Giarda, ex sottosegretario al Tesoro, e Luisa Torchia, docente universitaria e consulente della presidenza del Consiglio. Insieme all' amministratore delegato Andrea Mangoni e ai due rappresentanti del gruppo Suez (azionista all' 8,6%), i quattro formano il cda della multiutility. E fanno parte di quel «sistema di potere» di centrosinistra di cui ora Alemanno invoca la caduta. Dopo le sue dichiarazioni combattive, non è pensabile che il neo-sindaco attenda la fine del loro mandato, in scadenza fra due anni, prima di intervenire. Per Acea, una società quotata che sta cercando con fatica d' inserirsi nei processi di aggregazione in atto sul mercato italiano delle ex-municipalizzate, non sarà una transizione facile. Il percorso già accidentato verso l' alleanza con Hera si presenta oggi ancora più complicato: la vittoria della destra rischia infatti di spezzare il rapporto privilegiato instauratosi con l' amministrazione bolognese. Hera, che aveva già proposto un «quadrilatero» coinvolgendo anche Iride ed Enìa (altre amministrazioni di sinistra), ora potrebbe ritirarsi dal dialogo con la multiutility capitolina. È difficile vedere Sergio Cofferati, Marta Vincenzi e Sergio Chiamparino concordare alleanze strategiche con Gianni Alemanno. Per non parlare dei partner emiliani. Il numero uno Andrea Mangoni, da parte sua, non ha fretta: definisce quest' alleanza «un' opportunità», aggiungendo però che «non la cercheremo a tutti i costi». La partnership con il gruppo Suez - che oltre a essere azionista della capogruppo è anche socio al 40% nella joint venture per l' energia Acea-Electrabel - dà ad Acea già molte soddisfazioni, in particolare ora che la fusione di Suez con Gas de France consentirà all' ex municipalizzata romana di rafforzare l' operatività nella commercializzazione del gas. Dopo la fusione, prevista entro l' autunno, saranno messe a fattor comune le attività che Acea-Electrabel e GdF hanno in Italia. Si tratta, in sostanza, di incamerare il quarto operatore italiano nella vendita di gas, il che consentirà di aumentare il peso degli asset nei negoziati per un' aggregazione. Nel frattempo Acea si trova nel bel mezzo di un corposo processo di espansione verso le aree limitrofe della Toscana, la regione più campanilistica e meno attiva nei processi di aggregazione in corso. Ma nel comparto dell' acqua qualcosa si sta sbloccando. Nella riforma dei servizi pubblici locali appena varata dalla giunta regionale è compreso il via libera alla nascita del secondo operatore italiano nei servizi idrici integrati (dopo Acea che ha 10 milioni di clienti), con la fusione dei tre gestori che servono 2 milioni e mezzo di abitanti tra Firenze, Prato, Pistoia, Pisa, Siena e Grosseto, in cui Acea avrà una quota tra il 40% e il 45%. È il primo caso di aggregazione industriale fra i servizi pubblici che si verifica da queste parti e Acea è saldamente piantata al centro del processo, con la prospettiva di partecipare a movimenti analoghi anche sul fronte del gas. Al di là delle possibili aggregazioni, l' acqua e la termovalorizzazione sono i due business che guideranno le strategie di crescita di Acea nei prossimi anni: il piano di sviluppo fino al 2012 prevede 939 milioni di investimenti nel ciclo idrico e 426 milioni nei termovalorizzatori, di cui in Centro Italia c' è sempre più bisogno.

Dove investono i sette big europei dell'energia

I grandi gruppi elettrici europei ci credono. Con un investimento di oltre 50 miliardi di euro, la loro capacità produttiva da fonti rinnovabili sarà quadruplicata nel 2015: da 13 a 50 GW, se si esclude l' idroelettrico tradizionale, che fornisce una base di partenza notevolissima di quasi 90 GW, ma ha ormai esaurito il suo potenziale di crescita. Gli investimenti dei 14 big dell' energia - di cui vediamo i primi sette nella tabella qui accanto - si concentrano sull' eolico, l' unica fonte pulita davvero competitiva rispetto agli idrocarburi. Fotovoltaico e biomasse restano terreno di caccia per le aziende più piccole o per la generazione diffusa. Il quadro emerge da un' indagine di Agici, la società di consulenza diretta da Andrea Gilardoni, economista della Bocconi. Spicca fra gli altri lo sforzo di Enel, leader mondiale delle rinnovabili, che nei prossimi cinque anni punta a un raddoppio della sua capacità di produrre energia verde, con un investimento di 6,8 miliardi di euro, moltiplicando addirittura per sei il suo parco eolico attuale. A seguire la tedesca E.On, che andrà a decuplicare la sua potenza eolica. La penisola iberica è la zona su cui si concentrerà la maggiore capacità addizionale: oltre 11 GW, per lo più eolici, con quote minori di idroelettrico e biomasse. In Italia i 6 player principali - che dominano il mercato con una quota superiore al 70% - puntano a un aumento della capacità installata da 2 a 7 GW. Il motivo di questo boom è duplice: economico e politico. «Sul fronte economico, la crescita spropositata del prezzo degli idrocarburi sta cambiando radicalmente i parametri di redditività delle fonti pulite», fa notare Gilardoni. E la fine del greggio a buon mercato è un dato ormai strutturale, su cui tutti gli esperti concordano. «Sul fronte politico c' è l' esigenza europea di ridurre la dipendenza energetica dall' estero», precisa Gilardoni. Le fonti pulite, come anche il nucleare, la soddisfano in pieno. Sono questi due vantaggi, oltre all' attrazione degli incentivi ambientali, che spingono i grandi gruppi a considerare la forte crescita delle fonti rinnovabili nel loro portafoglio produttivo come un dato da dare ormai per scontato.

I capitali di ventura cercano la Microsoft dell'energia

Le fonti rinnovabili sono più costose delle fonti fossili, nonostante il caro greggio. Da qui la spinta degli Stati a incentivarne lo sviluppo, andando a pescare direttamente nelle tasche dei cittadini, per dare alle aziende un supporto mirato a compensare il rischio di mercato. Nel 2006, la componente della bolletta elettrica destinata alla promozione delle fonti pulite è costata agli italiani 1 miliardo e 270 milioni di euro. Che prospettive ci sono per queste tecnologie di diventare competitive e reggersi sulle proprie gambe? «Non mi sembra corretto fissare il quadro al momento attuale, parlerei piuttosto di competitività dinamica», dice Luigi Paganetto, presidente dell' Enea, l' Ente per le nuove tecnologie, l' energia e l' ambiente, che ha appena firmato un accordo con le autorità cinesi per esportare il know-how italiano sulle fonti rinnovabili, in particolare sullo sviluppo del solare termodinamico, la nuova frontiera del solare introdotta in Italia dal suo predecessore Carlo Rubbia con il progetto Archimede a Priolo. Cosa intende per competitività dinamica? «Il processo aperto in Europa dal pacchetto 20-20-20, che prevede una riduzione del 20% delle emissioni di gas serra rispetto ai livelli del 1990 e un aumento non inferiore al 20% della quota di fonti rinnovabili nel mix energetico europeo entro il 2020, ci pone degli obiettivi che implicano un costo, ma offrono una grande opportunità di sviluppo tecnologico. Il commissario Andris Piebalgs ha parlato di una nuova rivoluzione industriale e credo che abbia ragione». Quindi è prevedibile una maggiore efficienza in tempi relativamente brevi? «Una rapida espansione del mercato come quella a cui stiamo assistendo porta a un' ondata d' innovazione e a un rapido recupero di efficienza. La spinta europea ad arrivare al 20% di fonti rinnovabili da una media attuale del 7% scatenerà una gara tecnologica in cui alcuni Paesi sono già in vantaggio, come la Germania, che ha concentrato da anni un costante flusso di incentivi sul fotovoltaico, oppure la Danimarca sull' eolico. Per capire dove vanno gli investimenti basta seguire i capitalisti di ventura, che sono a caccia della nuova Microsoft del settore. Se gli altri Paesi non vogliono restare indietro devono mettersi a correre». Chi vince? «Vincono le aziende che arrivano per prime alla fine del processo innovativo, portando una certa tecnologia a livelli ottimali di efficienza. Ma per fare questo bisogna sperimentare diverse strade. Prendiamo ad esempio il fotovoltaico, che al momento ha un grado di competitività molto basso. Si può puntare a costruire pannelli sempre più sofisticati, migliorando i risultati per centimetro quadrato ma alzando i costi, oppure si può puntare a un abbattimento dei costi sperimentando materiali diversi dal silicio. Più si allarga la base di sperimentazione e prima si arriva alle soluzioni ottimali, che poi diventano il modello standard». Lo Stato dovrebbe favorire l' allargamento della base di sperimentazione... «Esattamente. Ragionare solo sui costi in questo caso non ha senso, perché in un clima da rivoluzione industriale bisogna cercare di parametrarsi rapidamente sugli altri, altrimenti si resta tagliati fuori. Senza trascurare le proprie specificità, naturalmente. Ad esempio a Roma stiamo lavorando al progetto di rivestire il vecchio gasometro di celle fotovoltaiche, trasformandolo in un oggetto di arredo urbano, nella tradizione del design italiano. L' aspetto estetico è un fronte di ricerca che non andrebbe trascurato...» Resta il fatto che se si vuole spingere le aziende a migliorare l' efficienza di una tecnologia, l' eccessiva incentivazione può avere effetti controproducenti. «Non c' è dubbio. Bisogna trovare un equilibrio fra la necessità di stimolare la ricerca e il pericolo che le aziende si siedano su un incentivo che man mano diventa troppo comodo. Per questo la Germania ha studiato un sistema di riduzione progressiva delle sovvenzioni e anche l' Italia ha seguito il suo esempio».

E Siemens paga pegno per Olkiluoto

Erano partiti da un costo di 3,2 miliardi, consegna nel 2009. Ora il conto è lievitato ad almeno 4 miliardi, consegna a metà 2011. Questi sono i numeri del primo reattore di terza generazione che entrerà in funzione in Europa, a Olkiluoto in Finlandia. È il modello di riferimento per la prossima ondata di centrali atomiche europee, appaltato a una joint venture fra Siemens e Areva, il «braccio nucleare» di Eléctricité de France, che ne sta costruendo un altro analogo a Flamanville, in Normandia. È su questo modello che sta ripartendo la corsa britannica al nucleare. E anche per l' Italia sono due progetti importanti: Edf è azionista di Edison ed è legata a una partnership con l' Enel, che partecipa alla realizzazione di Flamanville. Tutti gli studi di fattibilità in corso sul nucleare italiano si basano sul modello finlandese, considerato il più economico grazie alla particolare struttura azionaria: le stesse aziende che useranno l' energia prodotta dalla centrale sono anche proprietarie dell' impianto. Per queste ragioni vale la pena di capire come procede. L' European Pressurized Reactor di Olkiluoto, che ha una capacità di 1.600 MW, punta a una maggiore sicurezza ed efficienza, a fronte di una minore produzione di scorie rispetto alla generazione precedente. Ma fin dal 2006, a due anni dall' inizio della costruzione, ha presentato problemi di controllo qualità e frizioni continue con le autorità finlandesi hanno ritardato i tempi di realizzazione. Areva, che guida la joint venture, ha imputato i ritardi soprattutto a carenze di supervisione nel lavoro dei subappaltatori di Siemens. Ma nel frattempo problemi analoghi si stanno presentando anche nell' impianto di Flamanville, dove le autorità francesi hanno scoperto dei difetti nella struttura di cemento affidata al gigante francese delle costruzioni Bouygues. In complesso, le stime attuali parlano di una lievitazione dei costi per l' impianto finlandese che oscilla fra i 700 e i 1.500 milioni di euro. Una cifra che difficilmente ricadrà sui committenti scandinavi, con cui la jv Areva-Siemens ha firmato un contratto chiavi in mano. I ritardi rischiano di abbattersi dunque sui conti di Areva ma soprattutto di Siemens, che sull' onda delle cattive notizie provenienti dalla Finlandia ha perso in Borsa oltre un terzo del suo valore dall' inizio dell' anno, mettendo in grave difficoltà il nuovo numero uno Peter Loescher.

Tentazione italiana: rompere il tabù nucleare

La rinascita dell' industria nucleare è un fenomeno globale: dalla Francia agli Stati Uniti, passando per la Russia e per la Cina, ovunque ci siano centrali atomiche in funzione si stanno mettendo in moto gli investimenti per cominciare a rimpiazzarle con una nuova generazione di reattori, più efficienti e più sicuri. In Francia, su 54 centrali una trentina andranno sostituite, la Russia ne ha in programma venti, mentre negli Stati Uniti ci sono 32 richieste di autorizzazione pendenti alla Nuclear Regulatory Commission per la costruzione di nuovi impianti. Per non parlare di Cina e India. Ma anche in Italia, unico Paese del G8 privo di centrali nucleari, il vento sta cambiando. Con la partecipazione dell' Enel alla costruzione dell' Epr, il nuovo reattore europeo di terza generazione a Flamanville, in Normandia, e l' acquisizione di quattro reattori operativi più altri due da completare in Slovacchia, il ritorno al nucleare dell' industria italiana è già cominciato. Finmeccanica, con Ansaldo Nucleare, è molto impegnata nella centrale di Cernavoda in Romania e partecipa allo sviluppo del reattore B1000 con la Westinghouse, che potrebbe diventare l' elemento pilota di molte operazioni future. Ora ne sono stati ordinati quattro dalla Cina, per cui a Genova ci si aspetta dei subappalti. Ansaldo e Sogin sono attive anche nel «decommissioning», un business in cui nei prossimi anni ci sarà molto da fare: si prevede la necessità di smantellare 2-300 reattori obsoleti da qui al 2020. Nel dibattito sempre più acceso sui danni dell' effetto serra e sull' eccessiva dipendenza dell' Italia dagli idrocarburi, si muove qualcosa anche sul fronte dell' opinione pubblica. Secondo un sondaggio svolto in febbraio dalla società specializzata Harris Poll per il Financial Times su diversi Paesi europei, gli italiani sono risultati i più nuclearisti di tutti, con un 58% di favorevoli all' atomo. E i politici, che ne stanno facendo un tema della campagna elettorale, se ne sono accorti. Per Silvio Berlusconi e Pier Ferdinando Casini il ritorno dell' Italia al nucleare è un cavallo di battaglia. Anche sul versante del Partito Democratico c' è qualche timida apertura. E di fronte alle riserve del ministro uscente Pier Luigi Bersani, che invita i nuclearisti a «fare due conti» invece di dare tutte le responsabilità agli ostacoli politici, per la prima volta alcuni industriali italiani in lotta contro il caro-greggio sono scesi sul piano pratico, ispirandosi al modello finlandese, dove la corsa al nucleare è già ripresa da anni con un reattore in costruzione e altri due in progetto. A2A, la multiutility nata dalla fusione tra Aem Milano e Asm Brescia, ha commissionato al Politecnico di Milano uno studio di fattibilità per la realizzazione di un presidio nucleare strutturato su almeno 4-6 impianti con una capacità installata di 10 o 15mila megawatt. Lo studio si occuperà anche dello stoccaggio delle scorie radioattive. Si tratta di rispondere a una serie di quesiti ingegneristici, geologici e finanziari, per offrire una possibile soluzione sulla scelta degli impianti, dei siti e dei costi che andrebbero affrontati nell' eventuale ricostituzione di un sistema nucleare italiano. Un compito essenziale per gettare le basi di un ragionamento obiettivo, che potrebbe aiutare la politica a superare le paure scatenate dall' incidente di Chernobyl e sfociate nel referendum dell' 87. L' esperienza finlandese, come quella italiana, parte dall' esigenza di abbattere la bolletta elettrica, molto sentita dalle industrie, grandi consumatrici di energia. La risposta a questo problema può venire solo da un consorzio. In Finlandia si sono raggruppate 60 imprese, impegnandosi a prelevare tutta l' energia prodotta dal nuovo impianto di Olkiluoto con contratti di lungo termine. Questo accordo ha annullato il rischio di mercato dell' operazione, consentendo di ottenere dalle banche un finanziamento a tasso molto favorevole. Così, malgrado l' elevato costo dell' impianto (stimato in 4 miliardi), si abbatte di molto il prezzo finale dell' energia: a Olkiluoto il megawattora costerà circa 30 euro, contro un prezzo medio di 75 euro sulla Borsa elettrica italiana. Meno della metà. * * * Pro Ricotti: «Può coprire il 20% del fabbisogno senza evidenti impatti sull' ambiente» Marco Ricotti, vicedirettore del dipartimento Energia del Politecnico di Milano, è stato chiamato da A2A ed Edison a stilare uno studio di fattibilità sul ritorno dell' Italia al nucleare. Si parte dall' esempio finlandese puntando alla realizzazione di un presidio nucleare da 15-20mila MW di potenza, quindi una decina di centrali. Perché sì al nucleare? «La questione va vista all' interno del problema energetico, che ha bisogno di risposte molteplici. Non si tratta di privilegiare il nucleare su altre fonti, ma di sfruttarle tutte nelle proporzioni adatte alle loro caratteristiche. Il nucleare si presta a fornire energia a basso costo a copertura del fabbisogno di base, con una piccola quantità di combustibile e un impatto nullo sull' ambiente». Come impatto nullo: e le scorie? «Le scorie prodotte da un presidio nucleare come quello preso in considerazione, che coprirebbe il 20-30% del fabbisogno energetico italiano, sono talmente ridotte da non presentare alcun problema. Ogni cittadino italiano produce circa 3.000 chili di rifiuti, di cui 100 tossici e di questi solo un chilo sarebbero nucleari. Ma in questo chilo rientrano anche le tute irraggiate degli addetti e gli strumenti utilizzati nel reattore. Le scorie pericolose, radioattive per più di 30 anni, peserebbero 50 grammi e finirebbero vetrificate in una sfera che sta nel palmo di una mano. Se gli altri Paesi trovano le risorse per stoccarle, perché non noi?» * * * Contro Zorzoli: «Difficile trovare nuovi siti e spingere le imprese a fare consorzi» Il problema essenziale? «È che l' Italia ha completamente smantellato il sistema di procedure su cui l' industria nucleare si regge». Gian Battista Zorzoli, esperto di energia e docente nei vari master dedicati all' argomento, non è un antinuclearista di principio ed è stato ai vertici dell' Enea e dell' Enel quando l' Italia era nel settore. Perché no al nucleare? «Lasciamo da parte la considerazione elementare che in un Paese dove non si riesce a costruire un termovalorizzatore sarebbe impossibile realizzare delle centrali nucleari. Resta un problema normativo di non poco conto: per costruire una centrale bisogna stilare un rapporto di sicurezza che a suo tempo era affidato alla direzione sicurezza e protezione del ministero dell' Industria. Senza questa struttura una centrale nucleare non è licenziabile. Ma quanti anni ci vorrebbero in Italia per rimettere in piedi un impianto regolatorio di questo tipo?». Me lo dica lei... «Tantissimi anni, mi creda. E poi i siti dove sono? Si parla dei siti originari, ma su quei terreni, dopo vent' anni, è ancora in corso lo smantellamento, per cui non sono praticabili: non si può costruire un impianto nuovo dove si sta ancora smantellando quello vecchio. Infine il progetto è finanziabile solo applicando il metodo finlandese, con un consorzio di imprese impegnate a ritirare l' energia a lungo termine. Questo consorzio dov' è? Per ora ho sentito solo dei forse. Come per Alitalia...»

Gli inglesi vanno pazzi per il vento italiano

L' Italia viaggia con il vento in poppa: il 2007 è stato un anno da record per l' eolico, la più remunerativa delle energie pulite. Con 602 megawatt installati, l' anno scorso il parco eolico italiano è cresciuto del 28%. E il 2008 si annuncia ancora più fruttuoso, con una potenza aggiuntiva stimata di 8-900 megawatt. L' industria italiana è in corsa per accaparrarsi le postazioni migliori: là dove il vento soffia a 15 metri al secondo, sulle aspre montagne irpine e sulle serre della Sila o sulle coste della Sicilia e della Sardegna, il fior fiore della finanza fa la fila per investire. Tutti pronti a convincere i contadini a cedere il loro avamposto più turbinoso, a intercettare i «facilitatori» di pratiche meglio inseriti con le amministrazioni locali, a prospettare piogge di royalties sulle comunità. Ma per ora sono gli inglesi di International Power a vincere la partita dell' eolico in Italia. All' inizio di quest' anno, in complesso, la potenza installata nelle fattorie del vento italiane ha toccato i 2.725 MW. Di questi, solo nel 2007 ne sono stati installati 602 tra Puglia, Sicilia, Campania, Calabria e Molise. Un risultato che colloca l' Italia al quarto posto nella classifica europea, dopo la Germania, la Spagna e la Danimarca. Ma il meglio deve ancora venire. Le previsioni relative al 2008, sulla base delle richieste di autorizzazione in corso, indicano una potenza eolica aggiuntiva di 8-900 megawatt, salvo blocchi ambientalisti. L' eolico, infatti, è ancora al centro di furiosi bisticci. Da un lato c' è chi - come Legambiente o Greenpeace - lo considera la nuova panacea per affrancare l' Italia dalla schiavitù del petrolio. Dall' altro c' è chi - come Italia Nostra - lamenta gli inestetismi delle pale, «brutte» sullo sfondo delle dolci colline toscane o sulle coste della Sardegna. Malgrado le resistenze, nell' eolico investono un po' tutti. L' Enel, campione mondiale delle rinnovabili con oltre 19.000 MW di potenza idroelettrica, eolica, geotermica e solare, va a caccia di pale sia in Italia sia all' estero, dalla Francia alla Grecia. Per la conquista di Enertad (132 MW eolici, ma punta a raggiungere i 350 in due anni) è scesa in campo la Erg dei Garrone, impegnandosi in una partita molto combattuta contro la Alerion di Giuseppe Garofano. Nell' eolico hanno investito i Moratti con la Sardeolica, la Api dei Brachetti Peretti, il gruppo Falck, che sogna di installare una «dorsale del vento» dall' Inghilterra all' Italia fino al Marocco, e anche il gruppo De Benedetti con Sorgenia. La spagnola Iberdrola ha già iniziato lo shopping da noi. Ma il primo operatore eolico italiano è un colosso energetico inglese attivo nei cinque continenti, con una capitalizzazione di Borsa di 9 miliardi di euro e una potenza installata di circa 31.000 MW, di cui 1.232 di eolico. International Power ha da poco rilevato per 868 milioni di euro i 562 megawatt eolici ex-Ivpc, la società dell' avvocato avellinese Oreste Vigorito, re dell' eolico made in Italy. Ora la nuova società, rinominata IP Maestrale e guidata da Marco Ferrando, punta al raddoppio entro il 2012. Il punto di partenza sono quattro parchi eolici già in fase di realizzazione (91 MW) sparsi tra Basilicata, Campania, Molise, Puglia, Sardegna e Sicilia. Il boom dell' eolico, d' altronde, non è solo un fenomeno italiano. Nel 2007, a livello globale, l' incremento registrato da questa fonte energetica è stato del 27%, con un balzo degli Stati Uniti di 5,2 gigawatt, seguiti dalla Spagna (+3,5 GW) e dalla Cina (+3,4 GW). Il giro d' affari globale di questo mercato supera ormai i 25 miliardi di euro. In Europa, l' incremento del 18% ha consentito di raggiungere i 56,5 GW installati. Buono anche il confronto con le altre fonti, visto che l' anno scorso l' eolico ha totalizzato il 40% delle nuove installazioni nella Ue. Dal 2000 sui 158 GW complessivamente installati nell' Unione europea, 47 sono eolici, 88 a gas, 9,6 a carbone, 4,2 a olio combustibile, 3,1 idroelettrici, 1,7 a biomasse e 1,2 nucleari.

In Spagna il primo impianto acchiappa-fumi

Sorgerà a Puertollano, in Spagna, il primo impianto del mondo di cattura della CO2 a monte della combustione. A realizzarlo sarà l' Enel, insieme a Edf, Iberdrola, Edp, Siemens e altri, riuniti nella società Elcogas che gestisce una centrale a carbone gassificato a cento chilometri a Sud di Madrid. La cattura e lo stoccaggio della CO2 è una delle misure previste dal pacchetto energia presentato a gennaio dalla Commissione Ue. Bruxelles chiede alle aziende energetiche europee un impegno formale a sviluppare progetti che consentano entro il 2030 di stoccare sottoterra - prevalentemente in giacimenti di metano ormai esauriti - una buona quota di CO2. L' obiettivo è arrivare a una dozzina di impianti in Europa per un investimento complessivo di circa 6 miliardi di euro. Le principali imprese energetiche europee hanno creato a questo fine la Zero Emissions Platform. L' impianto pilota di Puertollano, che prevede la separazione della CO2 in precombustione e la produzione di idrogeno, sarà avviato nella prima metà del 2009 con un investimento previsto di 18,5 milioni di euro, di cui 15,6 forniti dal consorzio e il resto da istituti scientifici spagnoli.

A Bruxelles non piacciono le maxi sovvenzioni

Con oltre 175 euro a megawattora, l' Italia è il Paese della Ue che concede gli incentivi più alti alle fonti rinnovabili. Questo il responso dell' ultimo rapporto di Bruxelles. Come nel precedente studio, la Commissione boccia il sistema dei certificati verdi e in generale i modelli di sostegno in cui il regolatore determina la quantità di generazione da fonti rinnovabili necessaria per raggiungere i propri obiettivi e impone un corrispondente obbligo di immissione. Questo tipo di incentivi, usati in sette Paesi dell' Unione - fra cui l' Italia, il Regno Unito e la Svezia - sono ritenuti meno efficaci rispetto ai sistemi in cui il regolatore fissa un livello di incentivo senza imporre alcun obbligo d' immissione. La Spagna è il modello cui guarda Bruxelles: offre ai suoi operatori eolici incentivi attorno agli 80 euro a megawattora ed è al secondo posto in Europa per lo sviluppo di questa fonte, contro i quasi 150 euro del Belgio e gli oltre 125 del Regno Unito, che sono ben più indietro. L' Italia è considerata il fanalino di coda, insieme alla Francia. A tre anni dalla scadenza del 2010, peraltro, l' Unione nel suo complesso non sembra in grado di rispettare gli obiettivi, dato che nel 2007 la quota di rinnovabili copriva a malapena il 15% della generazione totale, a fronte di un obiettivo finale del 21%. Il ritardo dipende soprattutto dal rallentamento dell' idroelettrico, che copre ancora il 65% della generazione rinnovabile europea e soffre del riscaldamento del clima.

Robert Kaplan

Perché persiste un gap fra le ambizioni di un' azienda e la sua performance? Questa è la domanda che si è posto vent' anni fa Robert Kaplan, uno dei più famosi docenti della Harvard Business School. La sua risposta è contenuta in un articolo pubblicato nel ' 92 sulla Harvard Business Review assieme a David Norton: «Perché nella maggior parte delle aziende esiste una frattura tra la formulazione della strategia e la sua esecuzione». In quello studio, che ha cambiato la vita di molte multinazionali, Kaplan formula anche la sua soluzione al problema: un sistema che consenta di tradurre la strategia dell' impresa in un insieme coerente di modelli di performance, facilitandone la misurabilità. Da allora ad oggi, quasi la metà delle 1.000 imprese di Fortune ha adottato esplicitamente questo modello di misurazione della performance, chiamato Balanced Scorecard. Il suo modello punta a spostare il focus dei manager dal successo finanziario immediato alla sostenibilità di lungo periodo della loro strategia.

Se le istituzioni finanziarie avessero seguito i suoi consigli, forse la crisi dei subprime si sarebbe evitata?

«La Balanced Scorecard induce certamente una visione di lungo termine che le istituzioni finanziarie non hanno saputo mantenere in questi ultimi anni. Ma non si può dire che seguendo il mio modello la crisi si sarebbe evitata. Anzi, direi che alla luce di questa esperienza dovrò dare più peso alla gestione del rischio».

Il suo sistema ha retto bene a fenomeni più recenti come la globalizzazione o la diffusione della web economy?

«La base del modello è rimasta sempre valida, ma nel corso del tempo abbiamo aggiornato una serie di dettagli».

Di solito si compete crescendo, con fusioni e acquisizioni...

«Strutture nuove creano problemi organizzativi nuovi, difficoltosi quanto quelli che cercano di risolvere. Nel tentativo di cambiare paradigma si creano e si lasciano in eredità sistemi che poi si rifiutano di morire, mentre una grande quantità di conoscenza implicita viene persa strada facendo. Troppo spesso manca un efficace coordinamento tra i diversi settori della stessa azienda».

Gli insuccessi delle aziende non derivano solo da strategie sbagliate...

«Le strategie possono anche essere sbagliate, ma molto più spesso i problemi derivano dalla mancata attuazione della strategia. In molte aziende la strategia non è condivisa, il suo grado di attuazione non è misurabile, i processi non sono progettati in linea con le priorità strategiche e le risorse non sono allocate in loro funzione. L' organizzazione, la formazione e i sistemi di incentivazione sono sviluppati a compartimenti stagni. Troppe imprese hanno una strategia formale, ma nessun modo pratico per esprimerla ai dipendenti, oppure non hanno gli obiettivi della strategia collegati al budget. Le domande che bisogna farsi sono ovunque le stesse».

Quale consiglio darebbe all' amministratore delegato di una grande impresa?

«Gli direi semplicemente di andare da uno dei suoi dipendenti e di fargli questa domanda: "Per favore, può spiegarmi la mia strategia?". Se è in grado di spiegargliela, vuol dire che la sua gestione funziona».

La carta di E.on spariglia il risiko dell'energia

L' Italia è al centro della strategia di espansione di E.on verso il Mediterraneo. Il colosso tedesco, la più grande compagnia energetica del mondo a capitale interamente privato, ha appena costituito una nuova società, E.on Italia, in cui sono confluite tutte le attività già esistenti - Thüga e Dalmine Energie, attive nella distribuzione e vendita di gas e di elettricità - e in cui verranno integrate le centrali Endesa e il rigassificatore in costruzione al largo di Livorno dopo l' accordo con Enel.Con le nuove centrali E.on si collocherà al terzo posto fra gli operatori italiani, a un' incollatura da Edison. Ma punta ben più in alto. «Per noi l' Italia è un mercato dal grande potenziale, nel quale puntiamo a un ruolo da leader e a quote rilevanti sia nel gas, sia nell' energia - spiega Klaus Schaefer, ad di E.on Italia -. L' Italia è un investimento strategico di lungo periodo: stiamo lavorando all' interconnessione Nord-Sud delle reti di trasporto del gas europee e se l' Italia saprà dotarsi dei rigassificatori l' alleanza con noi può diventare fortissima». Sbocco sul Mediterraneo In pratica, lo sbocco sul Mediterraneo che il gigante di Dusseldorf stava cercando in Spagna con il tentativo fallito di comprare Endesa, ora si sta spostando sull' Italia: «Con l' ingresso nel Mediterraneo - precisa Schaefer - E.on allarga ancora di più la sua equilibrata e distribuita presenza europea». Una presenza molto ingombrante nella prospettiva di quella che Schaefer chiama «l' inevitabile integrazione del mercato energetico europeo». Con lo spacchettamento di Endesa, Enel si porta così in casa un potente rivale, molto ben radicato soprattutto nel Nordest del Paese, dove risiede il grosso dei suoi clienti, e ben deciso a dar fastidio anche a Eni nel mercato del gas. Closing a giugno Non a caso il perimetro della cessione - a sei mesi dalla chiusura dell' Opa di Enel e Acciona su Endesa - è ancora ben lontano dall' essere definito, così come il prezzo d' acquisto. Il termine per il closing, concordato con il numero uno di E.on, Wulf Bernotat, e ribadito qualche giorno fa dall' ad di Enel Fulvio Conti, è fissato a giugno. Conti però deve prima mettersi d' accordo con Asm Brescia (ora in A2A), che controlla il 20% di Endesa Italia e che aveva già accantonato i fondi per acquisire anche il resto, attribuito invece a E.on dagli accordi internazionali. La potenza di fuoco Si tratta di un patrimonio produttivo da oltre 7 megawatt di potenza, che comprende cinque centrali termoelettriche - in parte ereditate dalla stessa Enel con la privatizzazione del 2001 - una buona capacità idroelettrica e sette parchi eolici, oltre a una partecipazione nel rigassificatore di Livorno. Le trattative, a quanto pare, vanno per le lunghe. Chi si affretterebbe, del resto, a mettersi in casa un competitor di questo peso? E.on, da parte sua, non ha fretta. Costruisce una centrale a gas in Piemonte, a Livorno Ferraris, che entrerà in funzione nel giro di poche settimane. Fa trading e vende elettricità ai clienti industriali. Allarga la base di mercato con una serie di partecipazioni nelle utilities locali, dall' Amga di Udine alla marchigiana MeTeMa, passando per la lombarda EnerCom. Fornisce gas a 850mila utenti sparsi su 340 Comuni attraverso le sue reti di distribuzione e di vendita. Prepara la sua struttura societaria e la sua squadra in attesa del big bang. Nominato l' amministratore delegato Klaus Schaefer e il capo della divisione commerciale Luca Dal Fabbro, strappato a Enel, ora si attende il closing su Endesa per scegliere il capo della produzione, che potrebbe anche provenire dal versante spagnolo. Sul fronte commerciale, le seconde linee del management sono già designate, le altre posizioni saranno riempite nelle prossime settimane. Oltre alle sedi istituzionali di Milano e Roma, E.on Italia avrà un cuore operativo a Verona, cui faranno capo i clienti del Nordest e anche le attività di supporto ai servizi commerciali nazionali, come il call center e le fatturazioni. Un mercato in tre blocchi Un' articolazione che già suggerisce quale direzione prenderanno le alleanze del nuovo arrivato sul mercato italiano, che potrebbe diventare il centro gravitazionale su cui si concentreranno le attenzioni delle ex municipalizzate del Nordest, molto in ritardo nel loro processo di aggregazione. Con l' ingresso del nuovo player s' intravedono così tre grandi blocchi, oltre agli ex monopolisti Eni e Enel, nel futuro del mercato italiano dell' energia: a Nordovest i francesi di Edf, con Edison e A2A, a Nordest i tedeschi di E.on con le ex municipalizzate locali, al Centro Suez con Acea. Sorgenia, Hera e Iride prima o poi dovranno scegliere da che parte stare.

Jim Collins

Le imprese gestite bene non devono aver paura delle crisi globali come quella che stiamo attraversando oggi. Per Jim Collins - autore di due classici del management come «Good to Great» e «Built to Last» - è proprio nei tempi difficili che si distinguono meglio le imprese buone da quelle cattive. «Il mio messaggio ai bravi leader è: abbracciate i tempi difficili come buoni amici, non respingeteli come un nemico». Il tono messianico tradisce la ricerca dell' assoluto, che Jim Collins persegue meticolosamente fin dai tempi in cui insegnava a Stanford, vent' anni fa. Ma le argomentazioni sono solidamente piantate in anni e anni di analisi gestionale. Nei suoi libri si descrive un metodo universale che dovrebbe servire per arrivare alla gestione ottimale.

Ma è una visione apparentemente statica: resta valida anche nei periodi di grande turbolenza?

«Al contrario, proprio nei periodi turbolenti il mio metodo diventa particolarmente utile. In epoche come queste è ancora più importante avere un leader di alto livello, quello che ho chiamato "Livello 5", che non sia focalizzato sulla sua carriera ma solo sugli interessi dell' azienda, che persegua lealmente il bene comune senza perdersi nei giochetti di potere o farsi distrarre dagli interessi clientelari dei gruppi che gli gravitano intorno».

Talvolta venire a patti con il potente di turno può portare vantaggi all' azienda...

«Sono sempre vantaggi di corto respiro. Dalle mie ricerche ho capito che scendere a compromessi, anche per motivi che lì per lì possono sembrare validi, alla lunga mina la solidità dell' impresa».

Quindi l' integrità fa premio sul resto. E la competenza?

«Un buon leader deve conoscere il settore in cui si muove, ma i dettagli tecnici sono irrilevanti. Le doti di carattere sono molto più importanti: dev' essere testardo ma umile, ambizioso ma disciplinato. Malgrado le differenze tra i diversi settori e i mutamenti introdotti dalle nuove tecnologie, dalla globalizzazione o dalle strette regolatorie, ci sono alcuni fatti fondamentali che non cambiano mai nella gestione aziendale. E' di quelli che si deve occupare».

Qual è il segreto delle aziende che riescono a superare la mediocrità e a entrare nei libri di storia?

«L' importanza essenziale del fattore umano emerge sempre in tutte le aziende di successo, da P&G a General Electric, da Philip Morris a Microsoft. Un' azienda che ha gli uomini giusti nei posti giusti può superare brillantemente qualsiasi sfida e qualsiasi imprevisto, dall' esaurimento del petrolio alla terza guerra mondiale. Per questo un buon leader deve modellare tutte le sue strategie sul "chi", non sul "cosa" o sul "come"».

Dovrebbe occuparsi solo di risorse umane?

«Questa è la sua prima responsabilità. Se riesce ad assumere le persone giuste nel team di comando e a schierarle nelle mansioni che sono più portate a fare è già a metà dell' opera. D' altra parte non deve avere tentennamenti nel licenziare: quando capisce che un suo collaboratore non è adatto a quel ruolo, deve rimuoverlo».

Jim Collins

Le imprese gestite bene non devono aver paura delle crisi globali come quella che stiamo attraversando oggi. Per Jim Collins - autore di due classici del management come «Good to Great» e «Built to Last» - è proprio nei tempi difficili che si distinguono meglio le imprese buone da quelle cattive. «Il mio messaggio ai bravi leader è: abbracciate i tempi difficili come buoni amici, non respingeteli come un nemico». Il tono messianico tradisce la ricerca dell' assoluto, che Jim Collins persegue meticolosamente fin dai tempi in cui insegnava a Stanford, vent' anni fa. Ma le argomentazioni sono solidamente piantate in anni e anni di analisi gestionale. Nei suoi libri si descrive un metodo universale che dovrebbe servire per arrivare alla gestione ottimale.

Ma è una visione apparentemente statica: resta valida anche nei periodi di grande turbolenza?

«Al contrario, proprio nei periodi turbolenti il mio metodo diventa particolarmente utile. In epoche come queste è ancora più importante avere un leader di alto livello, quello che ho chiamato "Livello 5", che non sia focalizzato sulla sua carriera ma solo sugli interessi dell' azienda, che persegua lealmente il bene comune senza perdersi nei giochetti di potere o farsi distrarre dagli interessi clientelari dei gruppi che gli gravitano intorno».

Talvolta venire a patti con il potente di turno può portare vantaggi all' azienda...

«Sono sempre vantaggi di corto respiro. Dalle mie ricerche ho capito che scendere a compromessi, anche per motivi che lì per lì possono sembrare validi, alla lunga mina la solidità dell' impresa».

Quindi l' integrità fa premio sul resto. E la competenza?

«Un buon leader deve conoscere il settore in cui si muove, ma i dettagli tecnici sono irrilevanti. Le doti di carattere sono molto più importanti: dev' essere testardo ma umile, ambizioso ma disciplinato. Malgrado le differenze tra i diversi settori e i mutamenti introdotti dalle nuove tecnologie, dalla globalizzazione o dalle strette regolatorie, ci sono alcuni fatti fondamentali che non cambiano mai nella gestione aziendale. E' di quelli che si deve occupare».

Qual è il segreto delle aziende che riescono a superare la mediocrità e a entrare nei libri di storia?

«L' importanza essenziale del fattore umano emerge sempre in tutte le aziende di successo, da P&G a General Electric, da Philip Morris a Microsoft. Un' azienda che ha gli uomini giusti nei posti giusti può superare brillantemente qualsiasi sfida e qualsiasi imprevisto, dall' esaurimento del petrolio alla terza guerra mondiale. Per questo un buon leader deve modellare tutte le sue strategie sul "chi", non sul "cosa" o sul "come"».

Dovrebbe occuparsi solo di risorse umane?

«Questa è la sua prima responsabilità. Se riesce ad assumere le persone giuste nel team di comando e a schierarle nelle mansioni che sono più portate a fare è già a metà dell' opera. D' altra parte non deve avere tentennamenti nel licenziare: quando capisce che un suo collaboratore non è adatto a quel ruolo, deve rimuoverlo».

Acerra: A2A non rifiuta più

Tre gare andate deserte: per rilevare il termovalorizzatore di Acerra, tassello fondamentale nel ciclo dei rifiuti campano che il commissario Gianni De Gennaro sta cercando di rimettere in moto, finora non si è presentato nessuno. I lavori sono fermi, mentre le immondizie si accatastano per le strade di Napoli. Fisia, la società di Impregilo che lo ha costruito, è stata bloccata nel giugno scorso da un sequestro della magistratura. E le due imprese più interessate, il colosso francese Veolia e la lombarda A2A, che gestisce l' impianto modello di Brescia, alla fine si sono tirate indietro. «Mancavano le condizioni», fanno sapere. Ma ora è cambiato qualcosa. Con due decreti in pochi giorni, il governo uscente ha rimosso gli impedimenti fondamentali, che bloccavano l' affidamento da mesi. Ha eliminato gli stretti limiti normativi che mettevano fuorilegge, per carenza di potere calorifico, le eco-balle prodotte dai sette impianti esistenti e sempre più intasati, che così potranno essere bruciate direttamente, salvo rivolte di piazza. E ha risolto il problema della redditività, estendendo ai nuovi termovalorizzatori campani gli incentivi Cip6. Con queste premesse, le aziende aspiranti potrebbero starci: i segnali che trapelano da Brescia e da Veolia Italia sono chiari. «Siamo molto interessati - spiega Antonio Bonomo, responsabile del settore energia per l' Asm ora fusa in A2A -. Ma, se partecipiamo alla gara, vogliamo essere sicuri di poter andare fino in fondo. Siamo abituati a fornire ai cittadini un servizio di qualità e a mantenere le promesse». Il quarto bando è imminente, ci sta lavorando il commissario liquidatore Goffredo Sottile. «Uscirà nel giro di una settimana - conferma Sottile - e poi bisogna attendere le offerte. Nel giro di un paio di mesi potremmo avere affidato l' appalto. Con la trattativa privata avremmo potuto accelerare i tempi, ma abbiamo preferito la gara, che innesca meccanismi di concorrenza più trasparenti. Dobbiamo fare presto, ma vogliamo anche evitare cha l' operazione vada deserta una quarta volta». Non tutti i problemi, naturalmente, sono stati risolti. Permangono le incertezze politiche e di ordine pubblico, con il sindaco di Acerra, Espedito Marletta, che minaccia ricorsi al Tar contro gli ultimi decreti del governo, e il senatore Tommaso Sodano, capolista in Campania per la Sinistra Arcobaleno, che lo sostiene nella sua battaglia decennale contro il termovalorizzatore. Combattuta a colpi di occupazioni, blocchi ferroviari e guerriglia urbana. L' unico punto sul quale le aziende pretendenti sono tranquille è l' impianto, considerato dagli interessati uno dei più avanzati d' Europa sotto il profilo delle emissioni. Per completarlo basterebbero 5 mesi di lavoro e 70 milioni di euro. Poi, terminate le necessarie verifiche, si potrebbe cominciare a smaltire in loco l' enorme montagna di immondizie accumulate in questi anni di crisi sul territorio campano: sei milioni di tonnellate di eco-balle già pronte, più altre 250mila tonnellate di rifiuti arretrati, di cui 4 mila per le strade di Napoli. E crescono. «Il termovalorizzatore sarebbe in grado di bruciarne 600 mila all' anno, producendo abbastanza energia elettrica da soddisfare una cittadina di medie dimensioni», spiega l' amministratore delegato d di Impregilo, Alberto Rubegni. Per ora, invece, la soluzione più praticata per tamponare la crisi è l' export di pattume: a 215 euro la tonnellata, 400 mila euro al giorno ai ritmi attuali, da sette anni i rifiuti campani vanno ad alimentare diversi termovalorizzatori tedeschi, fra cui Wuppertal e Colonia: costruiti in anni recenti dalla stessa Fisia che ad Acerra non riesce ad andare né avanti né indietro.

John Kotter

John Kotter, docente alla Harvard Business School e una delle autorità mondiali in materia di leadership, è convinto che la capacità di comandare non sia un dono innato, ma un' attitudine da imparare. Il problema è che non si può imparare nel momento in cui ce n' è più bisogno. E questo è uno di quei momenti.

Perché?

«È nei momenti di transizione e di difficoltà, quando diventa complicato capire dove va il mondo, che i leader sono più necessari, per dare quel colpo di timone che introduce al cambiamento. Se l' economia va bene, la congiuntura è stabile e le cose vanno avanti da sole, c' è meno bisogno di gente che sappia comandare. Ma oggi non siamo in questa situazione...»

Quindi?

«È qui che l' educazione alla leadership diventa più importante. Ma per educare la gente al comando ci vuole molto tempo, l' ideale sarebbe cominciare già negli anni del liceo, introducendo corsi per i ragazzi di quell' età sulle capacità fondamentali per un leader, che gli torneranno utili più tardi. Non si può pretendere che un leader sia già pronto ad agire se gli mancano le nozioni fondamentali per guidare il cambiamento».

E invece?

«Paradossalmente, ai top manager di regola si chiede esattamente il contrario. Un buon amministratore delegato deve sapersi inserire senza scosse al vertice di un' impresa e il suo compito principale, se l' azienda va bene, è solo gestire l' esistente, valorizzarlo al massimo senza cambiare nulla. I manager sono sottoposti a una fortissima pressione in questo senso: la buona gestione non implica il cambiamento, anzi, di solito lo scansa».

Cosa succede in tempi difficili come questi?

«Il mondo di oggi è in preda a enormi cambiamenti: le nuove tecnologie e la globalizzazione sono i due filoni principali, ma in una mia recente analisi più dettagliata ne ho identificati 53, tutti decisamente molto importanti. Il mondo ha superato i sei miliardi di abitanti e il gap fra quello che abbiamo e ciò di cui avremo bisogno domani cresce ogni giorno di più. E' chiaro che in queste circostanze un' azienda ferma non può sopravvivere».

Lei cosa consiglia?

«Lo spiego nel mio libro "Our Iceberg is Melting" (tradotto in italiano da Sperling & Kupfer, ndr): il buon leader deve prendere la situazione in mano e introdurre i cambiamenti necessari a fronteggiare le nuove condizioni in cui l' azienda si trova ad operare. Ci sono otto passaggi fondamentali per riuscire nel colpo di timone. Deve creare un senso di urgenza negli altri, mettere insieme un buon team, sviluppare una nuova strategia, comunicarla con attenzione, rimuovere tutte le barriere che impediscono agli altri di muoversi, produrre qualche rapido successo, continuare a esercitare una pressione inesorabile anche dopo i primi successi e infine mantenere il nuovo corso con fermezza, fino a farlo diventare parte della cultura aziendale. Se questa sequenza funziona nei tempi giusti, l' azienda riuscirà a emergere dalla crisi. Altrimenti finirà per soccombere».