La bolletta energetica ci costa quanto la manovra nel 2011

La bolletta energetica degli italiani è la più alta d'Europa, ha detto il nuovo presidente dell'Authority, Guido Bortoni, nella sua prima relazione in Parlamento. Ma anche la bolletta energetica che l'Italia paga ai suoi fornitori esteri svetta in cima alle classifiche. Negli ultimi 12 mesi è arrivata a 76 miliardi, in crescita del 39% rispetto ai 12 mesi precedenti: una cifra equivalente a quasi 5 punti di Pil, pari all'intero costo annuale del servizio del debito, ai livelli attuali. E' la cavalcata dei prezzi delle materie prime che spinge verso l'alto questa cifra. Se analizziamo la composizione delle importazioni, risulta evidente che la crescita dell'import è quasi completamente determinata dall'incremento dei prezzi: negli ultimi dodici mesi i valori medi unitari sono saliti del 29,2% e i volumi importati di un modesto 1,5%. Nella pratica, la bolletta energetica pagata dall'Italia ai suoi fornitori esteri è cresciuta di 238 euro per abitante negli ultimi 12 mesi, arrivando a pesare per 960 euro su ogni cittadino, quanto l'ultima manovra. E non è finita qui. "Il 2011 porterà, con molta probabilità, allo sfondamento di quota mille euro per abitante", precisa Enrico Quintavalle, responsabile dell'ufficio studi di Confartigianato.

Il costo altissimo della bolletta energetica e la sua estrema volatilità, strettamente connessa con le quotazioni petrolifere, è uno dei grandi problemi strutturali dell'Italia: la causa va ricercata nel grave squilibrio del nostro sistema elettrico a favore del gas, una materia prima ancora molto legata al caro-greggio. Da decenni ormai in Italia si costruiscono quasi solo centrali a gas. Di conseguenza, il 52% della nostra energia elettrica è prodotto bruciando metano, contro il 5% della Francia, il 13% della Germania e il 23% dell'Ue a 27. Ma in Italia c'è pochissimo gas da estrarre. Questo dato si riflette nell'alto grado di dipendenza dall'import dell'intero sistema energetico italiano, con un valore prossimo all'85%. E' il livello più alto fra i Paesi industrializzati, con ricadute sia sui prezzi interni che sulla sicurezza di approvvigionamento. E risente della quasi totale inefficacia delle politiche volte a ridurlo. "A differenza degli altri Paesi industrializzati, dove le politiche avviate immediatamente dopo le crisi petrolifere degli anni '70 portarono a riduzioni della dipendenza, soprattutto grazie al nucleare, in Italia invece si è addirittura assistito a un leggero aumento. Grazie al maggiore ruolo delle rinnovabili è possibile ipotizzare, nella migliore delle condizioni, una riduzione degli attuali livelli verso l'81% di dipendenza nel 2030, livello che resterà però sempre il più alto fra i Paesi industrializzati", spiega Davide Tabarelli di Nomisma Energia.

Per i prezzi interni dell'energia elettrica, quindi, non ci sono grandi calmieri in vista. E l'aumento dei consumi è destinato a spingerli verso l'alto. Con i primi caldi e i condizionatori a manetta, l'energia venduta in Borsa elettrica ha superato, di media, i 73 euro a megawattora nella prima settimana di luglio: 26 euro più della Francia, che pure in questo periodo soffre della crisi del nucleare in Germania e viaggia su medie maggiorate del 10% rispetto al solito. In prospettiva, le previsioni di Nomisma Energia parlano di un aumento dei prezzi di Borsa che sfiora il 40% da qui al 2030, fino a una media di oltre 100 euro a megawattora. Per le imprese e le famiglie questo si tradurrà in tariffe di oltre 200 euro a megawattora, contro i 150 di oggi, aggiungendo il trasporto dell'energia, le imposte e gli oneri di sistema.

"Una vera liberalizzazione del mercato del gas sarebbe lo strumento migliore per contrastare i prezzi alti dell'elettricità", conferma Tabarelli. Ma bisognerebbe scorporare la rete Snam dall'Eni e introdurre maggiore flessibilità nelle forniture. Per ora, il nostro gas arriva quasi tutto attraverso quattro tubi, dal Mare del Nord, dalla Russia, dall'Algeria e dalla Libia: basta che ne venga a mancare uno, come sta succedendo oggi con il blocco del gasdotto libico Greenstream, per far vacillare l'equilibrio del sistema. I dieci impianti di rigassificazione, in progetto da anni, avanzano a passo di lumaca e così non siamo in grado di approfittare dei prezzi scontati del gas non convenzionale, che arriva via nave. Per di più, rischiamo sempre di rimanere al buio, come nella crisi del gas del 2006 fra Russia e Ucraina. Oggi ride Alexei Miller: nel primo trimestre 2011 le forniture di gas russo all'Italia sono aumentate del 44%, a 4,78 miliardi di metri cubi, contro i 3,3 dell'anno scorso. Ma domani, se Mosca avesse di nuovo da ridire con Kiev, potremmo piangere noi.

Turbine aeronautiche per la nuova frontiera del gas

Il futuro è delle tecnologie ibride. In una prospettiva di crescita esponenziale dei consumi elettrici, almeno finché tre miliardi di asiatici non avranno raggiunto livelli di vita più simili ai nostri, sarà difficile fare completamente a meno delle fonti fossili. Ma la costruzione di un futuro sostenibile passa attraverso la crescente integrazione tra fonti fossili e fonti rinnovabili, per definizione discontinue. A questa esigenza risponde il nuovo impianto a ciclo combinato di General Electric, chiamato FlexEfficiency 50, una tecnologia a gas capace di raggiungere livelli altissimi di flessibilità, grazie all'utilizzo di turbine e leghe aeronautiche, molto più adatte alle variazioni di potenza necessarie a compensare l'incostanza tipica della produzione elettrica da fonti rinnovabili.

"Le nostre nuove turbine funzionano come quelle di un aereo, che naturalmente per partire e atterrare devono reagire molto più rapidamente delle normali turbine da produzione elettrica", spiega Steve Bolze, presidente e amministratore delegato di GE Power and Water. "Le centrali a gas di oggi non sopportano frequenti riduzioni o aumenti della domanda: sono state costruite per funzionare a una potenza costante, in un'epoca dove le fonti rinnovabili non erano ancora così diffuse, e se si accendono e spengono continuamente, alla fine si spaccano", fa notare Bolze. Ma quando il vento cala, quando il sole tramonta, oggi gli impianti alimentati da fonti fossili devono essere in grado di compensare rapidamente le variazioni, altrimenti si rischiano danni gravi sulla rete. Stesso problema nel caso contrario: un turbine di vento improvviso può creare sovraccarichi tali da far saltare la rete se le altre centrali non abbassano rapidamente il fuoco, soprattutto nei Paesi nordici che vanno molto a eolico, come in Danimarca, dove il vento fornisce il 20% della produzione elettrica nazionale. Da qui nasce la nuova centrale a risposta rapida di GE, in grado di eseguire il ramp-up a una velocità di oltre 50 megawatt al minuto, il doppio rispetto ai benchmark di settore.

Nel contempo la tecnologia FlexEfficiency, in cui General Electric ha investito 500 milioni di dollari, è estremamente efficiente, oltre il numero magico del 60%, il sacro Graal dei cicli combinati. "E in prospettiva - precisa Bolze - l'efficienza di una centrale come questa potrà superare anche il 70%, se accoppiata a un impianto solare a concentrazione, la fonte rinnovabile con cui si sposa meglio e di cui potrebbe diventare il partner privilegiato in tutti i grandi progetti europei, come Desertec". L'efficienza, già oggi al 61%, sarà l'aspetto più attraente per gli operatori elettrici, che in un impianto medio da 510 megawatt come questo di solito non riescono a superare punte del 55%. Con la nuova tecnologia, quindi, potranno bruciare meno gas, a parità di produzione elettrica. "L'innovazione introdotta può avere effetti considerevoli sulle emissioni di CO2, offrendo un approccio snello e ottimale anche sul fronte dei costi per aiutare i Paesi europei a raggiungere gli obiettivi energetici 20-20-20", ha sottolineato Ricardo Cordoba, presidente di GE Energy per l'Europa Occidentale e il Nord Africa.

La centrale è il primo prodotto del nuovo portafoglio GE FlexEfficiency e fa parte del progetto Ecomagination, concepito dal colosso americano per mettere a punto tecnologie innovative in ambito energetico attraverso investimenti in ricerca e sviluppo. "Per anni abbiamo lavorato allo sviluppo di una tecnologia che riuscisse da un lato a garantire livelli di efficienza rivoluzionari e dall'altro a vincere le sfide alla stabilità della rete provocate dall'eolico e dal solare. Oggi, la definizione e l'imposizione di nuovi standard per le emissioni da parte di diversi Paesi genera a maggior ragione l'irrinunciabile bisogno di un mix tra efficienza e flessibilità", ha spiegato Paul Browning, vice presidente per il settore termoelettrico.

Il lancio fa seguito ai recenti annunci di GE relativi alla turbina eolica più efficiente al mondo, ai massimi livelli di efficienza registrati nel segmento del solare a film sottile e alle acquisizioni per 11 miliardi di dollari che rafforzano l'offerta nei settori del gas naturale e della trasmissione di energia.

A Catania la rivoluzione del solare di seconda generazione

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

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

Auto elettrica: a Parigi con Pininfarina primo test di massa

La sfida è ambiziosa. Quattromila auto elettriche made in Italy per Autolib, il car sharing di Parigi, verranno realizzate nello stabilimento Pininfarina di Bairo Canavese, poco fuori Torino. Vincent Bolloré ha mobilitato tutto il suo gruppo per il progetto Autolib, con un investimento complessivo di 50 milioni di euro, e ora ha ricevuto il via libera dal consiglio comunale della capitale francese. La delibera, passata a larga maggioranza, ha assegnato al finanziere bretone la concessione di 700 stazioni di parcheggio e ricarica delle vetture, di cui 500 in superficie e 200 in garage sotterranei. Per le prime 236 stazioni, che dovranno essere operative in settembre, i cantieri stanno partendo.

Le prime 250 vetture, già omologate, saranno in circolazione in ottobre. Il Comune di Parigi verserà una sovvenzione di 50mila euro per stazione nel 2011 e nel 2012, ricevendo in cambio 16,8 milioni di euro come contropartita per la concessione dei terreni. Nelle stesse ore, la Francia ha insignito Paolo Pininfarina, presidente del gruppo Pininfarina, del titolo di "personalità italiana dell'anno", per il suo contributo al successo di Autolib. Blue Car, l'auto elettrica disegnata da Pininfarina, sarà la protagonista assoluta di questo gigantesco programma di mobilità sostenibile, il più grande del mondo con un bacino d'utenza di quattro milioni di clienti, concepito per consegnare alla storia il secondo mandato del sindaco Bertrand Delanoë.

Per Bolloré è la scommessa industriale del futuro: i 50 milioni investiti in Autolib senza garanzie sono quelli che gli hanno fatto vincere la gara d'appalto, bruciando concorrenti ben più autorevoli in materia di reti di trasporti, come il consorzio Ratp-Sncf-Vinci-Avis (con dentro le ferrovie francesi) e il gruppo Veolia (che proponeva la Peugeot iOn). E' un grosso rischio, ma il finanziere bretone non scommette a fondo perduto. Nel suo feudo di Finistère ha appena ampliato la produzione di batterie ai polimeri di litio-metallo, una tecnologia alternativa rispetto agli ioni di litio utilizzati comunemente, in grado di memorizzare fino a cinque volte l'energia delle altre e quindi di aumentare notevolmente l'autonomia dei veicoli elettrici. Bolloré la sta sperimentando da dieci anni con la sua società Batscap (partecipata da Edf al 20%) e produce già 7500 batterie all'anno, in due stabilimenti in Bretagna e in Québec. Ora nella fabbrica di Ergué-Gabéric, finanziata con un prestito di 130 milioni dalla Banca Europea degli Investimenti e di 50 dallo Stato francese, ne produrrà altre 15mila, proprio per alimentare le Blue Car destinate al progetto Autolib.

La proposta avanzata da Bolloré a metà giugno, di acquisire il 25% di Pininfarina, con un investimento di 30 milioni, rientra in questo disegno, su cui il finanziere bretone ha puntato complessivamente un miliardo e mezzo di euro. Autolib darà un'enorme visibilità alla Blue Car e se la compatta torinese sarà un successo, l'ultimo arrivato nel mondo dell'auto elettrica potrà dire di avere in mano la tecnologia vincente per il futuro. "Quel che stiamo sviluppando qui non potremmo andare a farlo in Cina o in India e sarà molto importante per il nostro avvenire", ha detto Bolloré posando la prima pietra della sua nuova fabbrica. Ma la scommessa di Autolib, come detto, presenta i suoi rischi. In base all'esperienza di altri servizi analoghi, i costi d'esercizio sono stimati sugli 80 milioni di euro l'anno e i ricavi sui 95 milioni. Per arrivare a un equilibrio finanziario, ci vorrebbero 220mila abbonati per tremila veicoli, cioè 75 abbonati per ogni veicolo. Nei sistemi di car sharing già sperimentati, di solito non si va oltre i 10 abbonati per veicolo. D'altra parte, la platea di utenti potenziali è molto importante: il 58% dei parigini, oltre 2 milioni di persone, non hanno la macchina e il 61% ha dichiarato in un recente sondaggio il suo interesse ad abbonarsi. Da quest'autunno si vedrà se Bolloré stavolta ha scommesso giusto.

Ortis: archiviato il nucleare, ci vuole la scossa

Sgombrato il campo dal futuro nucleare dell'Italia, il sistema elettrico ha bisogno della scossa. "Bisogna trovare un migliore equilibrio delle fonti, ma senza penalizzare le tasche dei consumatori", commenta Alessandro Ortis, ex presidente dell'Authorità per l'Energia.

Come dire la quadratura del cerchio...

"Non c'è niente di troppo complicato, basta applicare le regole che abbiamo ripetuto per tanti anni. Le leve da manovrare sono cinque: l'efficienza energetica, lo sviluppo delle reti, le fonti rinnovabili, il carbone pulito e il gas, che probabilmente farà la parte del leone per rimpiazzare il nucleare in Europa".

Vediamo nel dettaglio.

"L'efficienza energetica è la leva più virtuosa, perché dà risultati immediati, fa bene alle tasche dei cittadini, alla bilancia energetica del Paese e all'ambiente. Bisogna manovrarla tutti assieme con un uso più razionale dell'energia, sfruttando anche i meccanismi di mercato, come i certificati bianchi".

Parliamo di reti elettriche.

"Lo sviluppo delle infrastrutture di trasporto e distribuzione è importantissimo se si vuole far crescere le fonti rinnovabili, che sono distribuite sul territorio e per definizione incostanti. Perciò importanti anche i sistemi di accumulo, come i pompaggi, sfruttando i bacini abbandonati, soprattutto nel Sud".

E le fonti rinnovabili?

"Irrinunciabili, stanno già crescendo tantissimo ma pesano ancora troppo sulle tasche dei consumatori, perciò bisogna stare attenti a usare gli incentivi in modo più efficiente. Per attenuare l'onere sulle bollette ho già suggerito tante volte di togliere l'aggravio dell'Iva sugli incentivi e trasferirne almeno parte sulla fiscalità generale. Sarebbe più equo perché ognuno pagherebbe secondo le sue possibilità e non secondo i suoi consumi. Se invece si grava solo sulle bollette, può capitare che una famiglia povera, ma numerosa, sia più penalizzata del single abbiente, che consuma poca energia".

Il carbone?

"Associato alla cattura e al sequestro della CO2, il carbone è una fonte da non trascurare, che noi sfruttiamo pochissimo rispetto agli altri Paesi europei, e invece contribuirebbe a diversificare le importazioni di energia in Italia".

E il gas?

"Nel medio termine sarà il grande vincente del dopo-nucleare, sia in Italia che negli altri Paesi d'Europa dove si vogliono spegnere i reattori. Ma è una fonte preziosa e per non appesantire troppo le bollette bisognerebbe rendere più efficiente il mercato, introducendo maggiore concorrenza nel sistema. Snam Rete Gas dovrebbe diventare indipendente e bisognerebbe costruire altri impianti di rigassificazione per approfittare dei prezzi più favorevoli del gas naturale liquefatto, trasportato via nave, che sta diventando sempre più importante. Invece noi siamo ancora troppo legati, attraverso i gasdotti, a onerosi contratti di lungo termine, stipulati con pochi Paesi fornitori. Una dipendenza molto pericolosa, che dobbiamo attenuare".

Gas e carbone in gara per riempire lo spazio atomico

La battuta migliore sullo scenario post-atomo l'ha fatta il capo economista dell'International Energy Agency, Fatih Birol: "Il gas è stato fortunato, perché tutti i suoi concorrenti hanno avuto qualche problema". Ma nella prospettiva al 2030, la battaglia è ancora aperta. Fonti rinnovabili e combustibili fossili si contendono le spoglie del defunto. Da qui ad allora, nel sistema elettrico italiano mancheranno all'appello circa 100 terawattora di energia, il 25% della produzione, che dovevano arrivare da fonte nucleare, con otto reattori da costruire nei prossimi vent'anni, secondo i piani del governo. Su quei 100 terawattora che ballano, al netto dell'introduzione di misure importanti di efficienza energetica, hanno messo gli occhi in tanti. L'unica certezza è che in ogni caso li pagheremo di più.

"La quota di nucleare che verrà a mancare, secondo le nostre previsioni, sarà ripianata dalle fonti fossili, non dalle rinnovabili. E in particolare dal gas", spiega Davide Tabarelli di NomismaEnergia. Una previsione largamente condivisa fra gli analisti, compreso Birol, alla luce delle riserve di gas non convenzionale a cui oggi è possibile attingere. Di conseguenza, il primo vincitore della partita post-nucleare sarà l'Eni di Paolo Scaroni. L'aumento dei costi, d'altra parte, sembra inevitabile. Non è difficile dimostrare il forte legame fra le quotazioni del greggio e l'andamento delle bollette in Italia, con le note conseguenze negative per il portafoglio di consumatori e imprese. I Paesi con una maggiore esposizione al nucleare mostrano invece una maggiore tenuta dei prezzi, proprio per la minor dipendenza del loro parco di generazione dalle quotazioni del petrolio. "Basta mettere a confronto le tariffe elettriche dei Paesi che ottengono almeno il 25% della produzione da nucleare con le nostre e calcolare la differenza. Dalle nostre simulazioni, emerge che se anche in Italia si producesse il 25% da nucleare, le tariffe sarebbero inferiori del 16% per il settore industriale e del 20% per quello residenziale. In caso di produzione nucleare, dunque, il risparmio potenziale per il sistema elettrico italiano al 2030 si aggirerebbe sui 13 miliardi all'anno", precisa Tabarelli. Tolto il nucleare, questi benefici si tramuteranno in costi.

La Germania, che il vantaggio del nucleare al 25% della produzione elettrica ce l'aveva già, è il laboratorio dove queste dinamiche oggi si possono toccare con mano. "Le prime ricadute dello stop alle centrali tedesche più vecchie, che probabilmente resteranno spente, sono i rincari sul mercato dell'energia e il potenziamento delle centrali a carbone (già al 45% della produzione elettrica tedesca), con relativo aumento delle emissioni di CO2", spiega Simone Mori, responsabile regolamentazione e ambiente dell'Enel e vicepresidente di Assoelettrica. Per adesso, quindi, le fonti fossili sono in prima linea. Ma in Italia, dove l'economico carbone copre solo il 13% della domanda, è tutto più complicato: la riconversione a carbone "pulito" della centrale a olio di Porto Tolle per adesso è bloccata da una sentenza del Consiglio di Stato e rischia di essere rimandata per mesi. L'Enel di Fulvio Conti, in compenso, ha evitato ripercussioni in Borsa controbilanciando la débacle nucleare con la sua massiccia presenza nelle fonti rinnovabili, tramite Enel Green Power.

Sul fronte dell'energia pulita, il no all'atomo risveglia grandi speranze. "La consapevolezza che il nucleare non potrà aiutare l'Italia a centrare i target di riduzione delle emissioni di CO2 al 2020 ora va tradotta in una revisione del decreto che ha bloccato lo sviluppo delle rinnovabili, con una definizione chiara degli incentivi in tempi brevi", chiede il presidente dell'Associazione produttori energie rinnovabili, Agostino Re Rebaudengo. Per Simone Togni, presidente dell'Associazione nazionale energia del vento, tocca alle rinnovabili rimpiazzare il nucleare, non al gas: "Quei 100 terawattora da ripianare al 2030 potranno essere agevolmente coperti con le fonti verdi, assegnando il 90% in parti uguali a eolico, biomasse, idroelettrico e il resto alle altre fonti, compreso il fotovoltaico", propone Togni. In pratica, si tratterebbe di coprire con le fonti rinnovabili il 50% della nostra produzione elettrica da qui al 2030. Ma se già per coprire un quarto della produzione italiana, gli incentivi ci costeranno 10-12 miliardi all'anno in bolletta, quanto ci costerebbe coprirne la metà?

"Sono bei sogni", replica Tabarelli, numeri alla mano. Nel 2010 le rinnovabili hanno coperto il 23,4% della produzione elettrica italiana: 70 terawattora su 300 complessivi. Nelle previsioni di NomismaEnergia, al 2030 queste fonti potrebbero arrivare, a fatica, a coprire il 28% della domanda, 121 terawattora su 438 complessivi, con l'idroelettrico e il geotermico costanti (dati i limiti oggettivi delle risorse), l'eolico quintuplicato, le biomasse raddoppiate, il fotovoltaico moltiplicato per otto. "E' impensabile uno sviluppo più estremo - rileva Tabarelli - a meno di non credere nelle favole". O di aumentare a dismisura la bolletta elettrica degli italiani.

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

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

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

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

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

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

Maxi-turbine da fantascienza per catturare il vento del mare

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

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

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

Per l'eolico italiano le pale restano ferme

Sarà un anno d'oro per il vento, ma non in Italia. Nel 2011 saranno avviati a livello mondiale nuovi impianti eolici per 45 gigawatt, un record assoluto, che porterà il totale in funzione a 240 gigawatt, coprendo il 2,5% della domanda elettrica globale, con picchi in Europa del 9% in Germania, 16% in Spagna o 21% in Danimarca. L'energia del vento, quindi, comincia a diventare una forza molto rilevante nella produzione di energia, soprattutto in Europa, in base alle previsioni della World Wind Energy Association.

In Italia, invece, il taglio degli incentivi ha quasi completamente paralizzato il mercato: nei primi sei mesi dell'anno è stato inaugurato solo un campo eolico, quello realizzato da Falck in Sardegna, un progetto che era già in ballo da otto anni. "Ora attendiamo i decreti attuativi della riforma Romani, che dovrebbero uscire a settembre, ma c'è il rischio che l'incertezza normativa blocchi qualsiasi nuovo progetto: è probabile che prima di quella data non si tirerà più su una pala", spiega Simone Togni, nuovo presidente dell'Associazione nazionale energia del vento. Il mercato eolico italiano, fino all'anno scorso uno dei più floridi del mondo, quest'anno verrà dunque scalzato dal sesto posto nella graduatoria globale, con l'avanzata della Francia e soprattutto del Regno Unito. La flessione era già cominciata nell'ultima parte del 2010: l'anno si era concluso in calo rispetto al 2009, per la prima volta nella storia dell'eolico italiano, con 900 megawatt installati contro i 1200 previsti, a causa del primo taglio all'incentivazione. Quest'anno, poi, il crollo: in tutto fino a giugno sono stati realizzati 280 megawatt di pale, contro gli oltre 500 degli ultimi anni nello stesso periodo. Un taglio secco del 50%, che rischia di farci perdere il treno per centrare gli obiettivi 20-20-20.

"Non siamo neanche a metà della strada, visto che abbiamo appena superato i 6000 megawatt installati e l'obiettivo governativo minimo concordato con Bruxelles è a 13.800 megawatt, ma noi contavamo di realizzare un potenziale anche superiore, andando avanti al ritmo del 2009", precisa Togni. Nel frattempo, il target per il fotovoltaico è stato innalzato da 8000 a 23mila megawatt, con un esborso complessivo previsto di 7 miliardi di incentivi al 2020. "Per l'eolico, non raggiungeremo un miliardo di incentivi al 20202", fa notare Togni. In pratica, aprendo i cordoni della borsa per il fotovoltaico, il legislatore ha completamente dimenticato l'energia del vento, a fronte di una produzione più che doppia, che già oggi con meno megawatt installati copre il 2,5% della domanda italiana e il 30% della produzione da fonti rinnovabili. Come noto, infatti, l'eolico è la fonte più efficiente e più competitiva fra le "nuove" rinnovabili, cioè escludendo l'idroelettrico.

"Niente di male a finanziare abbondantemente tutte le fonti rinnovabili - specifica Togni - ma ci vuole anche un certo equilibrio: oggi gli incentivi all'eolico sono in rapporto di 1 a 5 rispetto al fotovoltaico". I tagli del decreto Romani, per di più, sono retroattivi sull'eolico e hanno mandato tecnicamente in default tutti gli impianti esistenti, per cui rischiano di distruggere una filiera già consolidata, con quasi 30mila occupati e un giro d'affari di 3 miliardi e 700 milioni l'anno, senza contare il valore dell'energia prodotta. Le imprese del settore non possono ripagare l'investimento con un ritorno di 150 euro a megawattora, derivato dal taglio del 22% agli incentivi, per cui non emettono più dividendi e gli investitori ci stanno rimettendo di tasca propria.

Per quanto riguarda gli impianti futuri, invece, è chiaro che le banche non finanzieranno nulla finché non si conoscerà il nuovo modello d'incentivazione (che cambierà parecchio rispetto all'attuale, introducendo il sistema delle aste competitive) e le nuove tariffe. "A breve formuleremo al governo una proposta unitaria insieme alle altre fonti rinnovabili dell'Aper, in cui chiederemo l'applicazione dei meccanismi di asta solo per gli impianti sopra i 45-50 megawatt e sotto questa dimensione una tariffa incentivante non inferiore ai 160 euro a megawattora, che però dovrebbe essere applicata anche ai vecchi impianti, altrimenti il settore resterà in default". In pratica, i signori del vento chiedono una riduzione del taglio dal 22 al 15%, tenendo anche conto del fatto che gli incentivi all'eolico durano solo 15 anni contro i 20 del fotovoltaico e quindi molti vecchi impianti stanno uscendo dal periodo d'incentivazione. Da qui a settembre, la discussione è aperta.

La Cina è in pole position nell'energia del vento

Turbine sempre più potenti, nuove tecnologie, costi in diminuzione. E la Cina che costruisce senza sosta. Per l'eolico mondiale è tempo di svolta: la forza del vento può fare ormai concorrenza alle fonti fossili. Nel 2010, malgrado la crescita frenata dalla crisi del credito, l'eolico ha fatto girare 40 miliardi di euro e ha dato lavoro a 670mila persone, triplicando il numero degli addetti rispetto a cinque anni fa. Il 2011 andrà ancora meglio e sul medio termine la World Wind Energy Association (sempre molto prudenziale nelle stime) prevede una capacità eolica mondiale di 600 gigawatt al 2015 e di 1.500 gigawatt al 2020, quindi superiore sia all'idroelettrico che al nucleare.

Quest'anno le nuove turbine installate dovrebbero arrivare a 45 gigawatt, rispetto ai 36 gigawatt dell'anno scorso, che hanno portato la potenza eolica mondiale a sfiorare i 200 gigawatt complessivi. Di questi 36, la metà sono stati realizzati in Cina, che in un solo anno ha avviato una quantità di pale equivalente a tre volte l'installato complessivo italiano. Il colosso asiatico è ora il primo Paese eolico del mondo con 45 gigawatt, seguito dagli Usa a quota 40, Germania a 27 e Spagna a 20. Facendo le debite proporzioni, però, è la Germania che vince la gara, unico degli otto grandi Paesi industrializzati del mondo a coprire il 9% del suo gigantesco fabbisogno elettrico con la forza del vento. La Spagna riesce a coprire ancora di più, ma su un fabbisogno molto più modesto: in marzo, per la prima volta nella storia energetica spagnola, l'eolico è risultato la prima fonte di generazione, coprendo il 21% della domanda.

In prospettiva, il risveglio del gigante asiatico è destinato a cambiare parecchio il mercato: nel 2010, per la prima volta, oltre la metà dei nuovi parchi è stata avviata in Asia (54%), con l'Europa al 27% e il Nord America al 16%. Questo spingerà molto i costruttori cinesi, che infatti si stanno espandendo in Europa, a partire dalla Grecia: Sinovel - primo fabbricante di turbine cinese e secondo o terzo al mondo, dopo la danese Vestas e testa a testa con l'americana General Electric - ha appena firmato con l'azienda elettrica di Stato ellenica Public Power Corporation un accordo strategico che prevede la realizzazione di parchi eolici fino a 300 megawatt e di uno stabilimento produttivo di aerogneratori.

La competizione tra i costruttori per entrare nei mercati emergenti - dall'Egitto all'Argentina - è ormai al calor bianco. Ma sarà sulla capacità tecnologica dei singoli che si giocherà la leadership del futuro. La dimensione delle turbine, rapportata al costo, sarà determinante per prevalere in questa gara. Le turbine più grandi attualmente installate onshore sono di 3 megawatt e quindi ce ne vogliono 180 per raggiungere una potenza equivalente a quella di una tipica centrale a gas: un impatto di non poco conto per il territorio. In Italia, ad esempio, difficilmente si può riuscire a installare più di 60-70 pale in una volta. Se le turbine fossero più grandi o più potenti, ovviamente ne basterebbero di meno per produrre la stessa quantità di energia elettrica, con vantaggi evidenti nelle procedure autorizzative e nei conflitti con la popolazione locale. E' in questa direzione che puntano tutti i costruttori. Il discorso vale ancora di più per il mercato offshore, di cui parliamo qui accanto.

La gara è aperta e il premio è il dominio di un mercato che dovrebbe raddoppiare nel giro di 3 anni. Ma non è detto che vinca un costruttore occidentale. L'esperienza di Vestas o di General Electric è incontrovertibile, ma si tratta di aziende ormai consolidate, che devono confrontarsi con la straordinaria agilità dei concorrenti cinesi. Basta paragonare il numero di dipendenti, per capire dove sta il problema: Vestas ne ha 23mila contro i 2000 di Sinovel, che ormai le sta con il fiato sul collo. E' chiaro che i costi di produzione non saranno mai gli stessi. Non a caso, nella top ten delle aziende produttrici, le prime due cinesi, Sinovel (seconda o terza) e Goldwind (sesta) hanno già scavalcato le due rivali tedesche, Enercon (quarta) e Siemens Wind Power (ottava). Per non parlare di REpower, terzo produttore tedesco e decimo della top ten, che l'anno scorso è stato direttamente acquisito dall'indiana Suzlon, a sua volta in fortissima ascesa, al quinto posto in graduatoria. La battaglia, quindi, si sposta sul valore aggiunto dell'innovazione. Ma anche qui, gli asiatici ormai si stanno attrezzando. Sarà un bel match.

Acqua pubblica o privata? Non è la privatizzazione la causa dei rincari

Acqua pubblica o privata? Giocando sull'equivoco tra la materia prima acqua, che ovviamente appartiene per legge al demanio pubblico, e la gestione più o meno appropriata delle infrastrutture che la trasportano, la puliscono e la fanno uscire dai rubinettti, si può arrivare molto lontano. Ad esempio al referendum del 12-13 giugno, dove si decideranno i destini delle ex-municipalizzate italiane, molte quotate in Borsa, che si occupano di acquedotti. Ne parleranno oggi a Roma InConTra tutti i principali attori del mercato, dal presidente di Federutility Roberto Bazzano all'amministratore delegato di F2i Vito Gamberale, dall'ex presidente dell'Autorità elettrica Sandro Ortis al docente di Politica Economica Antonio Massarutto, autore di 'Privati dell'acqua?'. "Ci dicono che è la privatizzazione del bene comune a far aumentare i prezzi: via i privati, via il profitto e l'acqua tornerà a sgorgare gratis", s'interroga Massarutto. In realtà, "non è la privatizzazione a far aumentare i prezzi, ma la defiscalizzazione della spesa". "Pagavamo anche prima - sostiene Massarutto - ma non ce ne accorgevamo. E quel che non pagavamo, lo stavamo impacchettando perché lo pagassero i nostri figli. Con le eventuali gare i prezzi potranno semmai scendere, rispetto agli incrementi già programmati".

Il vero problema, però, è un altro: il sistema di distribuzione in Italia fa acqua da tutte le parti e in vaste aree del Sud i Comuni non sono nemmeno in grado di farla uscire dai rubinetti. I livelli di dispersione media si aggirano attorno al 35% dell'acqua immessa nelle tubature, con picchi del 50% a Sud, e ci vorrebbero circa 50 miliardi per riportarci a livelli di dispersione accettabili, attorno al 20%. "Qualunque sia l'esito del referendum, il 14 giugno i problemi resteranno quelli di sempre: un settore che fa una fatica enorme a mobilitare le risorse necessarie per adeguarsi a standard moderni, soprattutto sul versante della depurazione. Tutti parlano di aggettivi (pubblico vs. privato), e invece si dovrebbe parlare di sostantivi: aziende, ossia soggetti guidati da una razionalità economica, e non enti erogatori privi di vincolo di bilancio, come le gestioni dell'acqua sono state per decenni".

Acqua pubblica o privata? Nell'idroelettrico siamo già oltre

Acqua pubblica o privata? Nell'idroelettrico abbiamo già superato il dilemma. Tanto che ci siamo meritati una lettera di messa in mora da Bruxelles, il primo passo della procedura d'infrazione, sulla proroga delle concessioni - senza gara - agli operatori già presenti sul territorio.

Con quasi 30 gigawatt di potenza installata, l'idroelettrico è uno dei pilastri fondamentali del sistema energetico italiano. Enel è il principale operatore a godere i frutti di questa straordinaria risorsa naturale, con circa metà della capacità disponibile, ma anche Edison, A2A, Acea, Hera e Iren la sfruttano con dighe e turbine in varie regioni d'Italia. Con la finanziaria 2011, il governo ha esteso di cinque anni i diritti di sfruttamento dei bacini idrici per gli operatori tradizionali e in un pugno di province dell'Alta Italia di sette anni aggiuntivi (totale: dodici anni), a patto che le società elettriche cedano le dighe a società miste controllate dalle province. In pratica, così si ripubblicizza il settore. E già i primi effetti si vedono: in Valtellina, patria di Giulio Tremonti, dove si concentra il 13% dell'idroelettrico nazionale, le concessioni sono scadute da poco, ma sono state automaticamente prorogate a Edison, A2A ed Enel, senza gare.

L'Antitrust aveva criticato questo provvedimento, segnalando le distorsioni. Ma la legge - pur essendo stata già dichiarata incostituzionale un'analoga disposizione di proroga contenuta nella finanziaria 2006 - è rimasta tale e quale. Così ora è intervenuto il commissario europeo al Mercato Interno, Michel Barnier, con una contestazione ufficiale: perché l'Italia ha prorogato le concessioni, invece di bandire nuove gare, come previsto dalla normativa varata nel 2005? Proprio grazie a quella legge il nostro Paese aveva fatto chiudere la procedura d'infrazione avviata da Bruxelles nel 2002. Stavolta sarà più difficile convincere Barnier, anche se al ministero dello Sviluppo Economico è stata già formulata la risposta, inviata a fine maggio, con cui si sostiene la necessità di garantire il recupero degli investimenti da parte del concessionario uscente. Dopo otto anni di contestazioni, però, stavolta l'Ue potrebbe decidere di andare fino in fondo.

La messa in mora di Barnier va a rafforzare il parere dell'Antitrust di Antonio Catricalà, secondo cui "il meccanismo delle proroghe per le concessioni nel settore idroelettrico rischia di avere effetti distorsivi della concorrenza". Quello che piace di meno al garante è la super-proroga limitata a Como, Sondrio, Brescia, Verbania e Belluno, per le società elettriche disposte a cedere le centrali alle province: un dispositivo che "attraverso il meccanismo delle società miste, risulta fortemente discriminatorio tra operatori localizzati in diversi contesti geografici, con effetti distorsivi e restrittivi della concorrenza in quanto potrebbe rintrodurre fittiziamente una preferenza per il concessionario uscente e gli enti locali". Su questo punto ha protestato anche il Partito Democratico, che nel caso dell'idroelettrico si è schierato contro l'acqua pubblica, in opposizione ai deputati della Lega, autori del provvedimento: "Di fatto nella produzione di energia il governo vuole ritornare alla proprietà pubblica degli impianti, visto che le società a proprietà maggioritaria degli enti pubblici locali potranno godere degli affidamenti diretti da parte degli stessi enti pubblici".

La ri-pubblicizzazione dell'idroelettrico, intanto, procede spedita: a Bolzano, la Provincia autonoma ha da poco conquistato definitivamente il controllo dell'idroelettrico in Alto Adige, affidando 27 delle 28 grandi derivazioni prima in possesso di Enel e Edison alla sua controllata Sel. Sarà questo, se rimane in vigore la legge contestata da Bruxelles, il destino di tutto l'idroelettrico italiano, che copre oltre un quinto della domanda energetica del Paese ed è considerato dagli operatori una risorsa preziosissima, capace di soddisfare rapidamente le punte di domanda.

Fonti rinnovabili sugli scudi dopo la scelta di Berlino

Rinnovabili sugli scudi dopo gli ultimi sviluppi sul nucleare in Europa. La decisione dei governi di Berlino e di Berna di spegnere progressivamente tutti i propri reattori ha messo il turbo ai titoli delle fonti pulite, con in testa, in Italia, Enel Green Power, Falck Renewables e Kerself. Il solare, l'eolico, l'idrico, le biomasse, ma anche i sistemi clean-tech, che favoriscono l'efficienza energetica e il risparmio dei consumi, sono diventati ancora più attraenti dopo Fukushima, tanto che lo European Renewable Energy Council ha lanciato la sfida per portare al 45%, entro il 2030, la quota di energia prodotta in Europa da fonti pulite. Oggi l'obiettivo Ue è del 20% entro il 2020, ma è già in discussione a Bruxelles l'ipotesi di alzare il target al 30%, visto l'andamento positivo in questi anni.

Resta il fatto che la scelta dei tedeschi e la frenata generale del nucleare in Europa, compresa l'Italia, sarà molto costosa per i contribuenti e per i consumatori di energia. E' chiaro che non tutta la capacità produttiva persa nel nucleare sarà sostituita con le rinnovabili. Ma anche se la gran parte verrà rimpiazzata con il gas e il carbone, un massiccio ricorso alle fonti pulite comporterà comunque un esborso di non poco conto in termini di incentivi statali, visto che le fonti rinnovabili hanno ancora bisogno di essere sussidiate per diventare competitive con le fonti fossili: la "bolletta verde", secondo a un recente rapporto dell'Onu, potrebbe arrivare a 12mila miliardi di dollari nei prossimi due decenni, a livello globale, quasi quanto il buco di bilancio degli Stati Uniti.

In Italia, in base alle ultime previsioni dell'Authority, l'energia pulita ci costerà cento miliardi di euro per il decennio in corso. Una botta da 10-12 miliardi in bolletta al 2020, nell'ipotesi che i consumi finali siano pari a 374 terawattora, come indica il piano del governo. In pratica, si tratta di una cifra compresa fra i 2,7 e i 3,3 centesimi di euro al kilowattora, il 17-20% dell'attuale costo dell'elettricità, al lordo delle imposte. Dopo la fine del decennio il peso degli incentivi sulle bollette comincerà a scendere, fino ad azzerarsi. Ma ne vale la pena? "Non si tratta di un aiuto a noi, ma di un aiuto al Paese", risponde il nuovo presidente dell'Associazione dei produttori di energia da fonti rinnovabili (Aper), Agostino Re Rebaudengo. "Questi incentivi servono per far decollare un sistema più sostenibile di produzione elettrica, sotto tutti i punti di vista: le fonti rinnovabili non inquinano, alleggeriscono la bolletta petrolifera italiana, riducono la nostra dipendenza dall'instabilità dei prezzi delle materie prime e da fornitori esteri che spesso si sono dimostrati inaffidabili", spiega Re Rebaudengo.

In prosepettiva, poi, le cose dovrebbero cambiare. L'energia del sole, del vento e delle biomasse, per ora, ha bisogno di un incentivo statale per competere con le fonti fossili, che hanno un costo a kilowattora ben più basso. Ma la crescita del mercato, che in tutto il mondo procede di pari passo con la qualità dell'incentivazione, crea economie di scala e nuovi sviluppi tecnologici che abbattono i costi di produzione, come ad esempio nel caso dei pannelli solari, il cui prezzo si è dimezzato nell'ultimo decennio. "E non dimentichiamo che i sussidi alle fonti rinnovabili non rappresentano un caso isolato: dalla rottamazione delle auto a quella degli elettrodomestici, non siamo certo gli unici a ricevere un aiuto statale per promuovere l'efficienza energetica del Paese", fa notare Re Rebaudengo. In più, le fonti rinnovabili creano molti posti di lavoro, che in un quadro di ripresa senza occupazione non fa mai male: oggi un milione e mezzo di europei lavora per l'energia pulita, secondo le stime della Commissione Ue. E si prevede che se ne aggiungeranno altri 3 milioni, di qui al 2020, per alimentare questa industria nascente. Di conseguenza, secondo Re Rebaudengo, non è giustificata la "vera e propria campagna di scorrettezze" che si è scatenata contro le fonti rinnovabili negli ultimi mesi. Sembra quasi che "la crescita della produzione di energia da fonti pulite stia dando fastidio a qualcuno, per il solo fatto che si sta affermando come un'alternativa plausibile alle fonti tradizionali". E' vero, insomma, che alle fonti rinnovabili resta ancora appiccicata la brutta fama di mercato assistito, ma è anche vero che gli scenari dell'energia stanno cambiando e non tutti se ne avvantaggeranno allo stesso modo: le fonti pulite, con tutta probabilità, saranno quelle che ne approfitteranno di più.

Solare italiano in ripresa, ma perderemo qualche pezzo

Per i big del solare, l'Italia è il secondo mercato mondiale, dopo la Germania. E' qui che pioveranno nei prossimi mesi gli investimenti più consistenti del settore, dopo la battuta d'arresto della prima parte dell'anno, dovuta alle incertezze normative. Come quello di 360 milioni di euro, in joint venture fra Sharp, Enel e StM, per realizzare a Catania il più grande stabilimento di moduli a film sottile d'Europa. "L'interruzione dei sussidi decisa dal governo italiano in marzo ci aveva fatto dubitare della bontà di quell'investimento, ma adesso che gli incentivi sono stati ripristinati, siamo decisi ad andare avanti", spiega Barbara Rudek, responsabile delle relazioni istituzionali di Sharp Europa. E anche gli altri giganti internazionali del settore, come Suntech e First Solar, hanno ripreso vigore a quasi un mese dal varo delle nuove tariffe. Avranno vita più dura, invece, i piccoli operatori, perché le banche stanno ancora alla finestra: è prevedibile quindi un processo di consolidamento, con la sparizione degli operatori meno strutturati, soprattutto tra quelli che si occupavano prevalentemente dei grandi impianti a terra.

"Malgrado un taglio medio del 30% entro fine anno, i nuovi incentivi restano molto appetibili, in particolare se inseriti nel contesto europeo", commenta Paolo Rocco Viscontini, uno dei pionieri del solare italiano, con la sua Enerpoint. Viscontini, sceso in campo in prima persona, come consigliere del Gruppo Imprese Fotovoltaiche Italiane, insieme al presidente Valerio Natalizia, nel tentativo di intavolare un dialogo costruttivo con il ministero dello Sviluppo Economico, è molto soddisfatto dei risultati. "Già l'innalzamento dell'obiettivo da 8mila a 23-24mila megawatt di potenza fotovoltaica installata al 2016, da solo, ci ha ripagati di tutte le difficoltà", precisa. Certo, le severe limitazioni poste agli impianti a terra, che non potranno superare il 10% dell'estensione complessiva del terreno su cui insistono, hanno danneggiato anche lui, come molti altri, che avevano investito in base alla normativa precedente. Assosolare, guidata da Gianni Chianetta, è decisa a dare battaglia e c'è già chi annuncia cause contro il decreto, che ha cambiato le regole in corsa. "Ma di fronte ai 2500 megawatt di richieste già arrivate dal giorno dell'apertura, il 20 maggio, del registro per i grandi impianti, ci siamo resi conto di quanto sia stato saggio mettere un limite alle mega-installazioni, che con le nuove norme quest'anno non potranno superare i 700 megawatt", ammette Viscontini. "Senza questi limiti, il mercato sarebbe stato monopolizzato dai grandi impianti, con un costo insostenibile per il sistema, mentre invece il fotovoltaico non deve perdere la sua caratteristica di generazione distribuita per eccellenza, con cui può risolvere diversi problemi nella gestione della rete, a patto di pianificarne una distribuzione strategica, il più possibile vicina ai centri di consumo".

Con tutte queste potenzialità di crescita, ora manca solo la costruzione di una filiera italiana del settore, che dipende ancora quasi completamente dall'estero. Questo è uno degli aspetti che la riforma ha voluto prendere di mira, con una clausola che concede un bonus del 10% in più agli impianti realizzati per almeno il 60% con forniture europee. "Ma con questo meccanismo, in realtà, non si promuove la nascita di un'industria italiana di celle e pannelli, che è la parte più remunerativa della filiera e quella che ci manca", critica Viscontini. I fondi in più andaranno a premiare prodotti solo apparentemente europei: basterà che gli operatori assemblino moduli cinesi o giapponesi e rivendano il prodotto finito per farlo risultare italiano. In questo modo i sussidi pubblici non andranno a finanziare la crescita di una filiera locale, ma continueranno a prevalere i big internazionali, attraverso gli operatori locali che si occupano semplicemente di assemblaggio. Se si vuole far crescere la filiera locale, quei fondi non vanno dati all'utilizzatore finale, ma direttamente alle imprese produttrici di celle e pannelli, finanziando la ricerca e l'innovazione. Solo così riusciremo a tenere in Italia la gran parte dei sussidi pagati dai consumatori all'industria del solare, con le nostre bollette energetiche sempre più salate.

La ripresa? Può finire nel barile

Sembrava che scendesse. E invece no. Per Goldman Sachs il greggio e le materie prime correlate andranno su. Per Morgan Stanley e JP Morgan, pure. La Iea, il braccio energetico dei Paesi industrializzati, cioè importatori, si preoccupa che l'offerta non sia sufficiente e sollecita l'Opec ad aumentare la produzione. A che livello domanda e offerta, secondo la Iea, si debbano incontrare non è chiaro, ma è evidente che l'agenzia teme di arrivare a un prezzo troppo alto, che potrebbe compromettere la ripresa.

La banca d'affari più prestigiosa del mondo ha alzato le stime di prezzo per il greggio europeo da 105 a 120 dollari al barile per la fine del 2011 e da 120 a 140 per la fine del 2012. Morgan Stanley, con curioso tempismo, si è accodata, prevedendo che il Brent quest'anno raggiungerà 120 invece che 100 dollari e l'anno prossimo 130 invece che 105, mentre Jp Morgan ha reiterato la sua previsione di 130 dollari a barile entro il terzo trimestre. Ma l'economia mondiale potrà reggere prezzi così alti senza ripiombare in recessione? A giudicare dalle previsioni estive sui blackout cinesi, si direbbe di sì. La seconda economia mondiale non riesce a produrre abbastanza energia per reggere la sua crescita e ad alcune imprese viene chiesto di farne a meno. Qualche funzionario sostiene che il 2011 sarà peggio del 2004, quando il Paese dovette ricorrere a blackout parziali e a un razionamento dell'energia. Quindi, la domanda di energia dovrebbe tenere eccome.

In queste condizioni, il mondo industrializzato sarà ancora una volta alla mercé degli sceicchi: ma quel'è la soglia di resistenza, sotto la quale l'Arabia Saudita non è disposta a scendere? In media, finora, nel 2011 i sauditi hanno venduto il loro greggio a poco più di 104 dollari, consentendo a Riad di finanziare sussidi sociali e grandiosi programmi di investimento, ad esempio per aumentare la produzione di elettricità. Bisogna vedere cosa farà d'ora in poi. Al Waleed bin Talal, principe saudita tra i più celebri finanzieri al mondo, che ha costruito le sue fortune sull'oro nero, ha ammonito l'establishment saudita a non esagerare in un'intervista di lunedì scorso alla Cnn. Le cause per le quali oggi il prezzo del greggio si aggira in media sui 100 dollari al barile, ha spiegato, sono da ricondurre ai timori derivanti dall'instabilità nella regione del Golfo a seguito delle rivolte in Libia e Bahrain. Ma lui vedrebbe di buon occhio un prezzo del petrolio attorno agli 80 dollari al barile, per evitare che i Paesi consumatori siano incoraggiati ad investire massicciamente nelle fonti alternative.

Il problema di fondo, però, resta un'evoluzione progressiva del mercato petrolifero verso qualità sempre più care e difficili da estrarre: cala la produzione dei giacimenti di greggio leggero e anche i Paesi del Golfo sono costretti a ricorrere a una qualità più densa e più complicata da estrarre. Il petrolio pesante, la cui densità è paragonabile a quella della melassa, è molto più duro da estrarre rispetto a quello leggero e i costi di raffinazione sono più alti. Se il regno saudita si è imbarcato insieme al Kuwait in un nuovo progetto per estrarlo dal giacimento di Al Wafra, a cavallo fra i due Paesi, questo è un segnale inequivocabile della fine dell'era del petrolio facile, perfino per i Paesi del Golfo. Gli stessi sauditi, infatti, sembrano non essere più in grado di aumentare rapidamente la produzione a fronte di un'improvvisa crisi, come si è visto nel caso delle rivolte in Nord Africa. E questo non fa ben sperare per le future quotazioni del greggio.

A partire dal 2025, infatti, secondo l'ultimo rapporto di Wood Mackenzie, il 20% della domanda mondiale di energia potrebbe essere soddisfatta dal petrolio pesante. Nello studio si identificano i fattori di rischio derivanti dall'estrazione di queste fonti energetiche: si tratta di problemi tecnici, commerciali, fiscali ed ambientali. Per questo la Wood Mackenzie avverte le compagnie interessate di valutare quanto il gioco valga la candela, per garantire che i loro investimenti vadano a buon fine. Ma qualcuno si è già fatto i suoi conti: Royal Dutch Shell, Total, ExxonMobil e Chevron hanno già iniziato ad investire in paesi come il Canada e il Venezuela per l'estrazione di questo tipo di greggio.

Da Berlino il segnale della ritirata all'industria nucleare

Con la decisione di abbandonare il nucleare entro il 2022, il governo di Angela Merkel ha messo una pietra tombale sull'atomo europeo: otto centrali tedesche chiuderanno immediatamente, sei entro il 2021 e tre l'anno successivo. Subito dopo, gli svizzeri hanno deciso l'uscita dal nucleare entro il 2034 e l'abbandono dei progetti di costruzione di tre nuove centrali. Gli inglesi hanno messo un freno alla realizzazione dei loro nuovi reattori. Gli italiani andranno a referendum il 12-13 giugno e l'esito si può già dare per scontato, vista l'aria che tira e la facilità di ritirarsi da un progetto mai realizzato.

La prima reazione dall'industria è stata quella di E.on: durissima. Farà causa al governo di Berlino chiedendo un congruo risarcimento. "La compagnia si aspetta adeguate compensazioni", ha detto un portavoce, aggiungendo che i danni sono calcolabili "in una somma a due cifre in miliardi di euro". Rwe, per parte sua, ha fatto sapere che "si stanno considerando azioni legali". Con le sue quote negli 11 reattori nucleari tedeschi in cui è presente, E.on avrebbe potuto produrre 1.271 terawattora di qui alla fine del ciclo di vita previsto: come dire che solo con quelli avrebbe potuto mandare avanti l'Italia intera per quattro anni. Ripercussioni si cominciano a vedere anche sulla strategia internazionale delle aziende tedesche: Siemens, che ha appena sofferto una batosta da 648 milioni di multa per la rottura della joint-venture nucleare con la francese Areva, ha deciso di uscire anche dall'accordo con il colosso russo dell'atomo Rosatom, che aveva firmato due anni fa.

In Giappone, l'effetto Fukushima si fa sentire su Toshiba, casa madre insieme a Westinghouse del reattore AP1000, grande rivale dell'Epr francese: il campione tecnologico giapponese ha annunciato un ridimensionamento delle attività nucleari a favore delle rinnovabili e delle smart grid. "Se tutti nel mondo sono contrari all'atomo non ha senso continuare a dire che questa tecnologia sarà il pilastro della nostra strategia", ha dichiarato il presidente di Toshiba, Norio Sasaki, aggiungendo che "ci vorrà del tempo per capire esattamente quale sarà il nuovo quadro internazionale". Il gruppo ha reso noto che l'obiettivo di 39 ordini per altrettanti reattori AP1000 slitterà di due anni fino al marzo 2016. Sasaki ha precisato che gli ordini per i quattro AP1000 da realizzare in Cina non subiranno ritardi, ma potrebbero slittare di 2-3 anni i tempi di approvazione dei progetti negli Usa e in altri Paesi. Toshiba si concentrerà di conseguenza su nuovi settori come le rinnovabili, le smart grid e le batterie, per i quali stanzierà 700 miliardi di yen (oltre 6 miliardi di euro). Più in dettaglio, ha spiegato Sasaki, 350 miliardi di yen saranno investiti nel solare, idroelettrico, geotermico ed eolico, 800 miliardi nei motori elettrici a bassi consumi, negli inverter e nelle batterie e 900 miliardi nelle smart grid.

La svolta della Merkel ha travolto anche il mercato europeo della CO2, dove i prezzi sono schizzati in alto fino a 17 euro la tonnellata, partendo dal presupposto che la chiusura dei reattori tedeschi rimetterà in gioco il carbone polacco e il gas russo, causando un marcato aumento delle emissioni di anidride carbonica e quindi del valore dei certificati relativi. La Germania ha solo sei mesi per evitare il blackout estivo, che nelle condizioni attuali risulterebbe inevitabile. E quindi dovrà mettere rapidamente in piedi un'alternativa, non certo affidandosi alle fonti rinnovabili. La Francia stessa è preoccupata dall'improvviso venir meno dell'energia d'importazione tedesca, che colpisce il sistema francese proprio in un momento di grave siccità, di cui soffrono anche i sistemi di raffreddamento dei reattori. La Commissione Europea, a sua volta, non è stata particolarmente entusiasta della decisione unilaterale di Berlino, che non tiene conto delle ricadute infrastrutturali per l'Europa, come ad esempio nuovi gasdotti o elettrodotti intercontinentali. Ma l'addio al nucleare della locomotiva tedesca è ormai deciso e resterà un punto di svolta nella strategia energetica del Vecchio Continente.

Grandi opere? Si muovessero almeno le piccole...

Per le grandi opere i soldi non ci sono. E anche le piccole fanno fatica: la Brebemi e la Pedemontana lombarda non riescono a chiudere i contratti di finanziamento, nonostante siano state approvate dal Cipe e i cantieri siano già aperti. Le nostre autostrade restano intasate, le ferrovie inadeguate, l'alta velocità c'è solo sulla direttrice Milano-Roma, lasciando fuori tutto il Nord Est.

Se la coperta è corta, dipende anche dalla bassissima partecipazione dei privati al finanziamento dei progetti: una riforma organica degli appalti pubblici potrebbe correggere il problema e rimettere in moto il sistema. E' quello che si aspettano le imprese del settore, insieme al ministero delle Infrastrutture, che ha promosso un tavolo tecnico da cui sono uscite, dopo mesi di lavoro, le linee guida della riforma. Proposte scavalcate prontamente dal decreto sviluppo, diventato legge la settimana scorsa, che con un paio di provvedimenti estemporanei vorrebbe superare l'impasse. "Queste norme non faranno ripartire le opere pubbliche, perché il taglio della spesa (-34%) ha lasciato la macchina senza carburante: il problema va affrontato con una terapia ad ampio spettro, non basta un intervento sintomatico", spiega Mario Lupo, presidente dell'Associazione Imprese Generali, che si occupano appunto di grandi opere.

Il decreto sviluppo ha messo un tetto del 2% alle compensazioni per gli enti locali, che oggi arrivano a pesare fino al 5%. E su questo le imprese sono d'accordo. Si oppongono, invece, al giro di vite imposto dal decreto alla revisione dei costi in corso d'opera, che d'ora in poi dovrà essere contenuta entro un quinto del valore del contratto, anche nel caso di imprevisti archeologici o di errori progettuali. "Penalizzare le imprese, a prescindere dalle loro ragioni, non farà certamente ripartire il mercato. Renderà anzi più difficile lo sviluppo del partenariato pubblico-privato", obietta Lupo.

Il provvedimento è stato pensato per arginare la tendenza a usare l'arma della riserva come compensazione del fenomeno dei maxi-sconti. Oggi le imprese offrono maxi-ribassi in sede di gara per portare a casa una commessa e poi cercano di recuperarli con le riserve una volta aperto il cantiere, innescando contenziosi che allungano i tempi e fanno lievitare sistematicamente i costi. Per un chilometro di alta velocità, in Italia si spendono anche 90 milioni di euro e mai meno di 20, contro i 10 della Francia o della Spagna. Sul costo a chilometro delle autostrade, il divario è analogo. "La responsabilità qui non è solo delle imprese, ma anche delle stazioni appaltanti, che scelgono il contraente che offre il prezzo più basso, anche quando è irrealistico", spiega Lupo. Attribuire il controllo delle offerte anomale per eccesso di ribasso a un ente terzo, che non siano le stazioni appaltanti, potrebbe sanare questo malcostume.

Un'altra soluzione è affidare la progettazione direttamente alle imprese che devono svolgere i lavori, come si fa all'estero, almeno per le opere più impegnative: così gli eventuali errori progettuali, che sono una delle prime cause di contenzioso, saranno responsabilità dell'impresa. In questo modo si stimolerebbe la crescita delle imprese e si darebbe un taglio all'overdesign, che oggi comporta sovrapprezzi importanti. Solo applicando una progettazione più frugale, si stima, i costi potrebbero essere ridotti del 25-30%. Queste proposte e altre ancora, spesso a costo zero, sono contenute nel rapporto uscito dal tavolo tecnico del ministero, coordinato dalle Fondazioni Astrid, ItaliaDecide e ResPublica, che fanno capo rispettivamente a Franco Bassanini, Luciano Violante e Giulio Tremonti in persona. Ora il decreto sviluppo ha sbarrato la strada a una riforma organica. Ma più di un esperto si chiede che effetti potrà avere un "tappo" calato dall'alto senza affrontare il problema nel suo insieme. E che senso abbia avuto il lavoro di tutti questi mesi.

Auto elettrica: prove di filiera italiana senza la Fiat

La Smartina fila via silenziosa e più d'uno si ferma stranito a guardare: com'è che non fa rumore? Poi leggono le scritte sulla fiancata e capiscono, bussano sul finestrino, chiedono se cammina bene, quanto dura la carica, quanto costa... Girare con un'auto elettrica a Milano risveglia interesse, ma per ora rimane un esercizio teorico. Mancano le colonnine di ricarica, mancano le esenzioni per parcheggiare gratis in centro, mancano gli incentivi per abbattere i prezzi troppo alti delle auto. E forse manca anche un po' di sprint da parte dei consumatori, se è vero che il distretto italiano dell'auto elettrica vende quasi tutta la sua produzione all'estero. L'Italia infatti, pur non essendo un mercato di sbocco particolarmente interessante e non avendo un capofila attivo su questo fronte, ospita una serie di piccoli produttori considerati all'avanguardia in Europa, soprattutto nella Motor Valley emiliana. Perloppiù si tratta di trasformazione di auto o bus, che erano stati prodotti con un motore a combustione interna e in cui viene inserito un motore elettrico, su ordinazione di qualche Comune o Regione interessato a una flotta a emissioni zero. Su questo fronte è schierato un agguerrito gruppetto di piccole medie imprese, che sono in grado di costruire circa 6mila veicoli all'anno, di cui 900 autobus. Ma il mercato per ora resta minuscolo e molto frammentato.

Per il settore è determinante l'assenza di un grande player industriale, che potrebbe fare da catalizzatore. Tra i manager globali dell'auto, Sergio Marchionne resta uno dei più scettici rispetto alla propulsione a batterie, nella quale tutti i concorrenti, volenti o nolenti, hanno investito. "La struttura finanziaria delle auto elettriche non sta in piedi", ha detto recentemente. E in un certo senso è vero. Come le fonti rinnovabili di energia, anche l'auto elettrica non è realmente competitiva, sul piano dei costi, con le sorelle dotate di motore a combustione interna: la Smart Electric Drive, tanto per fare un esempio, non è ancora in vendita, ma è probabile che non potrà costare meno del doppio della sua omologa a propulsione fossile. Quindi per fare volumi avrà bisogno d'incentivi statali, che in Italia ancora non ci sono a livello nazionale. I più fortunati, per ora, sono i parmigiani, dov'è in fase d'avvio uno schema d'incentivazione in cui il Comune ha investito ben 9 milioni di euro, che serviranno anche a garantire uno sconto fino a 6mila euro agli acquirenti delle prime cento auto elettriche. Poi ci sono altre iniziative sparse, ma una strategia nazionale manca completamente. In Parlamento giacciono da mesi due proposte di legge in materia, che dovrebbero essere esaminate prima dell'estate per poter entrare in vigore nel 2012.

Basta un confronto con il caso francese, per capire dove andranno a parare i consumatori italiani interessati all'auto elettrica: qui il governo ha già stanziato 1,5 miliardi di euro in un piano per incoraggiare lo sviluppo della tecnologia dei veicoli puliti. Dal canto loro, Renault e Peugeot Citroen si sono impegnate e a mettere in vendita 60mila auto elettriche in Francia nel periodo 2011-2012, in particolare in 12 Comuni pilota. Contestualmente, una ventina di gruppi pubblici e privati hanno ordinato 50 mila veicoli elettrici per le flotte interne, con lo scopo di garantire ai costruttori francesi una domanda sufficiente a permettergli di avviare la produzione di massa.

Nel 2050 avremo 1,7 miliardi di auto: verso una camera a gas?

Il mercato dell'auto è destinato a una crescita fenomenale nel mondo: anche solo prendendo in considerazione i 30 Paesi più sviluppati, le previsioni più prudenziali stimano una crescita dagli attuali 700 milioni di veicoli a 1,7 miliardi nel 2050. Il problema posto da questa proliferazione è facile da immaginare: paralisi del traffico, crisi petrolifera e inquinamento alle stelle, soprattutto nelle città. Quali alternative? "I veicoli elettrici potrebbero essere una delle risposte a questa crisi", sostiene Melissa Stark, responsabile globale del settore Clean Energy per Accenture, fra gli autori dello studio "Changing the game - Plug-in electric vehicle pilots".

Carlos Ghosn, capo di Renault-Nissan, prevede che già nel 2020 l'auto elettrica plug-in (non ibrida) rappresenterà il 10% del mercato mondiale. Che ne dice?

"Mi sembra una previsione un po' azzardata. Forse nel segmento delle compatte possiamo immaginare un'evoluzione di questo genere, visto che per adesso i plug-in sono destinati a svilupparsi come  veicoli prevalentemente urbani. L'organizzazione mondiale dei costruttori di auto prevede per il 2020 il 3% di auto elettriche plug-in su una produzione di 103 milioni di unità a livello globale".

Quindi lei la vede come un veicolo destinato a rimanere in città?

"Non in prospettiva, ma nell'immediato sì, la vedo come un'auto prevalentemente cittadina. Le varie restrizioni alla circolazione messe in atto da molte città europee porteranno acqua al mulino dell'auto elettrica, che diventerà in breve tempo la scelta di riferimento per le famiglie che possiedono una seconda macchina. Il che non comporta ricadute particolarmente limitanti, dato che già oggi metà della popolazione mondiale vive in città e nel 2050 questa quota avrà superato i tre quarti della popolazione globale. Ogni anno in Europa 400mila persone acquistano una seconda o terza auto per percorrere in media meno di 70 chilometri al giorno. Inoltre non dimentichiamo che il 60% dei guidatori europei percorre meno di 30 chilometri al giorno e più del 90% non supera i 100 chilometri, il che rientra nel raggio d'azione di un'auto elettrica con la batteria carica. Il potenziale teorico di sostituzione dei veicoli convenzionali con veicoli elettrici, quindi, risulta considerevole".

Per i consumatori quali sono i punti più critici, che li trattengono dall'acquisto?

"I motivi che hanno impedito fino ad oggi la diffusione su larga scala dell’auto elettrica sono riconducibili principalmente a tre fattori: la scarsa autonomia (nell’ordine dei 100-150 chilometri), l’elevato costo delle batterie, che fanno lievitare il prezzo della macchina, e la mancanza di infrastrutture per la ricarica. Per abbattere i costi di acquisto dei veicoli elettrici si sta facendo strada un modello di business, che svincola il possesso dell'auto da quello della batteria, lasciando la proprietà della batteria alla casa automobilistica e consentendo così di abbattere il prezzo dei veicoli elettrici, che diventano analoghi a quelli delle auto tradizionali. Questo modello permetterebbe anche di tutelare il cliente dalla svalutazione della batteria, che ha una vita più breve del veicolo. E potrebbe risolvere il problema dell'autonomia limitata, consentendo di scambiare in apposite aree di servizio la batteria scarica con una nuova, carica".

Quali sono invece i fattori che spingono all'adozione dell'auto elettrica?

"Attraggono, ovviamente, i vantaggi ambientali: l'idea di circolare a emissioni zero e di contribuire alla riduzione dell'inquinamento atmosferico, grazie all'elevata efficienza del motore elettrico, che è tre volte più efficiente di quello a combustione interna. Poi ci sono i costi di gestione contenuti, cinque volte inferiori rispetto ai veicoli tradizionali. Ma questi due fattori non sono sufficienti per muovere grandi masse di consumatori. Per adesso, il target è un consumatore di classe media, con grande interesse per le nuove tecnologie e proprietario di due auto: evidentemente si tratta di un segmento limitato del mercato. Se invece si mettono in conto delle politiche d'incentivazione pubblica, allora il quadro cambia molto".

Auto elettrica: la rivoluzione è partita nel resto d'Europa

La rivoluzione è partita, ma per ora prevalentemente all'estero. Le imprese italiane della mobilità sostenibile esportano i tre quarti della loro produzione. E sperano che prossimamente si muova qualcosa anche qui da noi.

In complesso, in Italia sono poco più di 53mila in tutto i veicoli elettrici attualmente in uso, di cui 3.100 per il trasporto persone, 8.700 per le merci, 950 bus, 5.400 quadricicli e 35mila motocicli. Questi numeri - prodotti dalla Commissione Italiana Veicoli Elettrici Stradali a Batteria del Comitato Elettrotecnico Italiano, l'organizzazione che aggrega le imprese del comparto - non sono sufficienti a fare un mercato. E anche se in Europa al momento le Pmi italiane sono in pole position sia nella componentistica e nell'elettronica che controlla il motore che nella produzione e adattamento dei veicoli, lo scarso dinamismo del mercato interno alla lunga potrebbe metterle in difficoltà, soprattutto quando nel campo di gioco scenderanno i colossi dell'automotive europeo.

Pesa l'assenza di una strategia organica d'interventi, quel "Piano strategico nazionale per la mobilità elettrica" che ancora non ha visto la luce e che dovrebbe promuovere la diffusione dei veicoli a impatto zero e delle infrastrutture necessarie, i punti di ricarica. Gli incentivi statali potrebbero dare il via a una serie di ordini: le auto verdi con accesso libero alle zone a traffico limitato si cominceranno a vedere in giro, in prima battuta, soprattutto come flotte comunali o veicoli da car sharing per la mobilità urbana, così come già oggi sta succedendo nel resto d'Europa. Solo dopo, se gli incentivi saranno adeguati, la rivoluzione dell'auto a emissioni zero potrebbe cominciare ad attrarre la domanda dei privati. Basti pensare che il 50% degli automobilisti italiani si dice disposto, in uno studio di Deloitte, ad acquistare un'auto elettrica solo nel momento in cui potrà garantire un'autonomia di 320 chilometri, mentre i due terzi sono disposti a tollerare un tempo di ricarica non superiore alle due ore, per capire quanto i privati, per ora, siano lontani dalla realtà. Ma le iniziative che si prendono localmente potrebbero dare una prima smossa al mercato. Da Milano a Parma, da Roma a Pisa, dal Trentino alla Toscana, gli enti locali stanno facendo del loro meglio per facilitare l'utilizzo di queste vetture in città, dove avranno un impatto importante sul problema dell'inquinamento.

Ad aspettare l'alba dell'auto elettrica italiana c'è una cinquantina di Pmi, che gravitano soprattutto sulla Motor Valley emiliana, ma non solo. Alle aziende storiche sul fronte delle quattro ruote, come la MicroVett di Imola o la Tecnobus di Frosinone, se ne sono aggiunte di nuove come la Tazzari (sempre di Imola), la Estrima di Pordenone che fa un quadriciclo leggero, la Alpina di Varese che fa veicoli commerciali, la Brusa di Lugo di Romagna che costruisce motori elettrici, la Zivan di Reggio Emilia che si occupa di caricabatterie o la genovese Nts che fa inverter per motori elettrici, la e-Max e la Italwin per le due ruote, la marchigiana Faam sul fronte delle batterie o la veneziana Thetis su quello dei sistemi per la gestione del traffico. Si tratta quasi sempre di piccole imprese già attive nel mondo della meccanica, che hanno visto nella mobilità a emissioni zero un nuovo fronte di competitività e di crescita. Ma ci sono anche società più robuste, come la Ansaldo Energia, che si occupa di motori elettrici con la divisione Ansaldo Electric Drives. Il terreno fertile delle imprese si alimenta con qualche buona idea dei centri di ricerca, come il Polo per la Mobilità Sostenibile di Latina, il Centro Ricerche su Economia, Territorio e Ambiente di Pisa, il laboratorio di Sistemi Elettrici per l'Automazione e la Veicolistica dell'università di Padova, il Cnr e l'Enea, che si occupa soprattutto di supercondensatori e di batterie al litio. Diverse associazioni arricchiscono il panorama, come EuroZev, la eCars Now! e adesso anche Corrente in Movimento, un'associazione di ricercatori under 40 che si sono coalizzati per organizzare un giro d'Italia a emissioni zero, in corso proprio in questi giorni.