Fatih Birol denuncia i sussidi alle fonti fossili: 440 miliardi nel mondo, 4 in Italia

Oltre 440 miliardi di euro all'anno: è questa la "tassa" pagata dall'economia mondiale per sovvenzionare le fonti fossili. Non l'eolico o il fotovoltaico, famigerati divoratori di sussidi statali. Non il nucleare, da sempre accusato di pesare surrettiziamente sui bilanci pubblici. Ma il petrolio, il gas o il carbone, materie prime già ampiamente remunerate dal mercato. "L'Iran è il Paese che spende di più in questa corsa dissennata contro il prezzo del petrolio: 101 miliardi, un terzo del suo bilancio, più dei fondi destinati all'istruzione", spiega Fatih Birol, capo economista dell'International Energy Agency, il cane da guardia dei consumi mondiali di energia. Ma nelle casse delle compagnie petrolifere non si riversano fondi pubblici solo dal terzo mondo, succede anche da noi: nel 2008 gli italiani hanno speso quasi 4 miliardi in sussidi alle fonti fossili.

"Se questi incentivi fossero eliminati, la domanda globale di petrolio si ridurrebbe di 6 milioni e mezzo di barili al giorno, equivalenti a un terzo dei consumi americani", precisa Birol. Lo studio dell'Agenzia, che il Corriere ha potuto leggere, sarà al centro del G20 di Toronto a fine mese, dove si annunciano provvedimenti severi contro questa pratica, che ha un enorme impatto sul consumo globale di combustibili fossili. L'analisi punta il dito in particolare contro 37 Paesi in via di sviluppo, che nel 2008 hanno buttato 557 miliardi di dollari in tutto, incentivando lo spreco delle materie prime e distorcendo il mercato mondiale: 312 miliardi per il petrolio, 204 per il gas e 40 per il carbone. In testa alla lista, dopo il caso eclatante dell'Iran, ci sono Russia, Arabia Saudita, India e Cina.

E in Europa? "Qui abbiamo di solito sussidi che incidono più sul lato dell'offerta che sulla domanda, mirati a difendere certi settori industriali", fa notare Birol. Come in Italia, dove il salasso del Cip6 drena ogni anno, attraverso le bollette, miliardi di euro dalle tasche degli utenti elettrici verso le casse dei produttori di energia. Nel 2008, ben 3,9 miliardi sono andati a 46 centrali che bruciano principalmente scarti di raffineria, mentre solo 1,48 miliardi sono finiti a 300 piccoli impianti alimentati da fonti rinnovabili. "E' un caso tipico", commenta Birol. "In generale il pubblico crede che siano le fonti rinnovabili o il nucleare a ricevere il grosso del denaro pubblico, invece dai nostri studi sta emergendo il contrario", rileva Birol. "Certo l'Italia - aggiunge - spicca fra i Paesi europei per la dimensione del sussidio alle fonti fossili". E anche per quanto la nostra economia sia dipendente da queste fonti. Nel 2008 la bolletta petrolifera dell'Italia è stata di 32,6 miliardi di euro (il 2% del Pil) per importare 165 milioni di tonnellate di petrolio o equivalenti, l'86,8% del fabbisogno complessivo di energia, contro una media europea del 53,8%: solo Malta, Cipro e il Lussemburgo sono più dipendenti di noi. "Certi Paesi avanzano motivi di giustizia sociale o di difesa di un settore che ha rilevanza nazionale - fa notare Birol - ma non mi sembra che l'Italia possa avere motivi di questo tipo".

Uno sforzo per eliminare l'incentivazione alle centrali alimentate da fonti fossili era stato fatto alla fine del 2009, quando l'ex ministro Claudio Scajola aveva varato un sistema per la risoluzione anticipata delle convenzioni con gli operatori di questi impianti. La risoluzione è volontaria, a fronte di un risarcimento: i produttori non si sono tirati indietro, ma ora il ministero sta cercando di quantificare i corrispettivi da riconoscere per la chiusura anticipata e la questione è ancora in alto mare. I primi decreti potrebbero essere pronti per la fine di giugno, ma interesseranno solo pochi impianti a gas, i più omogenei fra loro. Per gli altri, che usano prevalentemente scarti di raffineria, ci vorrà qualche mese. Ma la materia è ingarbugliata anche dall'ammissione ai benefici Cip6 di impianti recenti, come alcuni termovalorizzatori nell'ambito dell'emergenza rifiuti campana.

Birol è convinto che siamo alla fine di questi sussidi anche a livello globale: "Il vento soffia nella direzione giusta". In base alle stime dell'Agenzia, il G20 potrebbe tagliare dalle emissioni globali di CO2 l'equivalente dei fumi tedeschi, francesi, inglesi, italiani e spagnoli in un colpo solo, se riuscisse a imporre un'eliminazione graduale delle sovvenzioni da qui al 2020. Sarebbe un brutto colpo per le compagnie petrolifere. "Certamente, se l'intervento del G20 avrà successo, i fondamentali del business petrolifero cambieranno parecchio", commenta Birol. "D'altra parte, sarebbe una buona notizia per le fonti rinnovabili, ma anche per il nucleare".

Via alla rete euromediterranea Transgreen

Il ministro dell’Ecologia e dell’Energia francese, Jean-Louis Borloo, ha sancito oggi la nascita di Transgreen, consorzio d’imprese voluto da Parigi che svilupperà una rete di elettrodotti sottomarini nel Mediterraneo per portare in Europa l’energia rinnovabile prodotta in Africa. Nella capitale francese, 12 aziende tra cui l’italiana Prysmian hanno firmato l’accordo costitutivo della partnership industriale che studierà la fattibilità e realizzerà la super-rete.

Oltre a Prysmian, a Transgreen hanno aderito Abengoa, Alstom, Areva, Atos, Origin, Cdc Infrastructure, Edf, Nexans, Ree, Rte, Siemens e Veolia. I 12 partner, cui potranno unirsi altre aziende europee e della sponda sud del Mediterraneo, faranno capo a un’entità giuridica comune, che avrà per obiettivo lo studio degli aspetti tecnici, industriali, economici, finanziari, regolatori e istituzionali del progetto.

Inizialmente costituito per 3 anni, Transgreen si inserisce nel quadro del Piano Solare Mediterraneo  - che include tra l’altro il progetto Desertec - e lavorerà a stretto contatto con le autorità dei Paesi coinvolti, la Commissione europea, la comunità scientifica, le banche di sviluppo e le organizzazioni non governative.

La milanese Prysmian (ex Pirelli Cavi), leader mondiale dei sistemi in cavo interrato e sottomarino per la trasmissione di energia, è anche tra i fondatori del gruppo industriale per la super-rete europea per l’eolico offshore Friends of the Supergrid.

La corsa all'oro nell'Italia Saudita

Li chiamano wildcatters. Spuntano come funghi dopo la pioggia quando il prezzo del petrolio sale e la ricerca di nuovi giacimenti diventa remunerativa anche per i piccoli esploratori, che non possono usufruire di economie di scala, ma hanno la flessibilità del mordi e fuggi. Di solito è gente del mestiere, che ha fatto esperienza nelle grandi compagnie petrolifere e ora cerca la fortuna in proprio, come ai tempi della corsa all'oro. In Europa, il loro Eldorado è l'Italia, molto meglio del Mare del Nord, dove la trivellazione in acque profonde ha costi proibitivi. Sono prevalentemente australiani, britannici, canadesi o texani, ma sempre coadiuvati da una quinta colonna locale. Le loro società si chiamano Northern Petroleum o Petroceltic, Mediterranean Gas o Po Valley, a seconda delle zone in cui operano. In Italia ce n'è una cinquantina, che trivellano allegramente sotto i nostri piedi senza che nessuno se ne accorga. Nel 2006 sono stati perforati ben 49 pozzi, di cui 34 per raggiungere giacimenti già scoperti e 15 per cercare nuove riserve. Nel 2007 37, di cui 10 in località non ancora sfruttate, su un centinaio di concessioni di ricerca. Nel 2008 altri 40. E malgrado la marea nera sulle coste della Louisiana, le trivellazioni continuano.

Basta scorrere l'elenco dei titolari di concessione nel bollettino ufficiale della Direzione Generale Energia e Risorse Minerarie del ministero dello Sviluppo Economico, per scoprire anche qualche wildcatter locale. Tra le 52 ditte esploratrici, accanto a Eni, Edison, alle municipalizzate e a multinazionali come Shell, Total, Esso e Bp, figura il geometra Paolo Bonucci, che scava su un terreno di 3 chilometri quadrati a Lizzano in provincia di Bologna, o il signor Maurizio Turchi, che oltre a gestire la sua lavanderia industriale perfora un'area di 670 metri quadri a Trignano nel Modenese. Sono loro i Glenn McCarthy della nuova corsa all'oro all'italiana, anche se assomigliano poco al leggendario texano che tra il '30 e il '40 ci ha preso ben 38 volte, costruendo un impero sul petrolio per poi sperperarlo al gioco. Il mitico capostipite dei wildcatters fu interpretato da James Dean nel film “Giant”, con Elizabeth Taylor e Rock Hudson, uscito nel '56 quando ormai il povero Jimmy si era già schiantato con la sua Spider.

Più somiglianti al capostipite della categoria sono i suoi conterranei di Panther Gas, che hanno tentato per anni di sfruttare un giacimento di metano in una delle zone più trivellate d'Italia, fra Noto e Ragusa, dove l'Eni estrae petrolio. Jim Smitherman, rampollo di una dinastia di petrolieri texani, aveva ottenuto nel marzo 2004 una concessione dalla Regione Sicilia per esplorare un'area di 700 chilometri quadrati, contigua ai campi dell'Eni fra Modica e Ragusa. Ma l'esploratore yankee ha estratto solo guai dal territorio siciliano, cui era stato introdotto da Guglielmo Moscato, ex presidente dell'Eni e ora consulente indipendente con la sua GM&P, una società di studi d'ingegneria attiva anche in Kazakhstan. La sua vasta e articolata esperienza non è stata sufficiente ad appianare le resistenze incontrate dalle attività di esplorazione in prossimità dei tesori del barocco siciliano, difesi da Andrea Camilleri con un appello che ha raccolto 70mila firme. Il caso del Val di Noto non è un'eccezione assoluta. C'è il blocco allo sfruttamento dei giacimenti di metano in Alto Adriatico. E ci sono altre opposizioni sparse lungo la penisola, spesso dovute alla cronica incapacità di comunicazione fra le aziende e gli enti locali. Ma tra un blocco e l'altro il clima da corsa all'oro resta vivo: non stupisce, con i prezzi che corrono...

Pozzi se ne trovano nelle zone più impensate. Basta un po' d'occhio e si scoprono facilmente: dal terreno esce un tubo d'acciaio alto un metro e mezzo con un paio di grosse valvole, di solito recintato in qualche modo per difenderlo dalle macchine agricole o dai vandalismi. Come nel caso del giacimento di Villafortuna, sotto il Parco del Ticino, che è stato raggiunto perforando orizzontalmente per sbucare lontano dalle zone protette. Ma non ne mancano neanche nel pieno degli insediamenti urbani: nel quartiere milanese di Lambrate ci sono quattro pozzi di metano trivellati dall'Agip, che arrivano fino a 1.700 metri di profondità. Due sono considerati ancora validi e attingono a un giacimento di gas che si estende sotto i piedi dei milanesi, fra il quartiere dell'Ortica, lo stabilimento dell'Innocenti e la tangenziale. A Roma, a due passi dal Vaticano, ci sono due pozzi di petrolio che si spingono fino a 3mila metri. E di lato al Viale Cristoforo Colombo, non lontano dal raccordo anulare, è stato avviato un pozzo esplorativo dall'Italmin. I britannici di Ascent Resources stanno trivellando alla ricerca di gas accanto all'aeroporto di Fiumicino: il loro obiettivo sono gli strati sabbiosi del Pliocene a circa mille metri di profondità. In complesso, il territorio italiano è sbucherellato da quasi settemila pozzi alla ricerca di metano e di greggio. Al momento attuale ce n'è una sessantina in attività, per un'area complessiva di quasi ventimila chilometri quadrati.

Sotto all'Italia ci sono riserve sicure e documentate ancora da estrarre di 800 milioni di barili di greggio e 150 di metano. Altre, tutte da scoprire, tra i 400 e gli 800 milioni di barili di petrolio e da 120 a 200 miliardi di metri cubi di gas, dicono i geologi. Non sono giacimenti da nababbi del Golfo Persico, ma sufficienti a mettere il Belpaese tra i produttori più rilevanti.

Le riserve scoperte finora dormono nel sottosuolo di una specie di mezzaluna che percorre l'area padana, la costa adriatica per poi tagliare la Puglia e l'Appennino Lucano (dov'è nascosto l'Eldorado italiano, la Val d'Agri e Tempa Rossa) fino alla Sicilia. Il grosso dei giacimenti sta in Basilicata, dove si estraggono quasi 80mila barili al giorno sugli oltre centomila della produzione italiana complessiva. In base agli accordi con la Regione, entro il 2012 dai campi di Pisticci e Viggiano si estrarranno 150.000 barili al giorno. Di questi, 20.000 barili proverranno dallo sviluppo delle attività di Agip nei campi già attivi in Val d’Agri e circa 50.000 dal secondo centro oil, quello di Tempa Rossa, operato da Total (50%), Esso e Shell (25% ciascuna).

Ma dall'Italia Saudita stanno emergendo nuove zone interessanti: le più appetitose per le future scoperte di giacimenti sono al largo della costa ionica della Calabria, la Sicilia occidentale, il braccio di mare tra la Sicilia e Malta. La maggior parte delle perforazioni esplorative attualmente si concentra in Emilia Romagna, Basilicata, Abruzzo, Lombardia e Piemonte. In mare, si cerca soprattutto in Adriatico, Ionio e nel Canale di Sicilia.

L'anno scorso, stando ai dati del ministero, la produzione domestica di petrolio si è attestata a 42,6 milioni di barili. La Basilicata continua a farla da padrone, arrivando a coprire il 74% della produzione petrolifera nazionale con i suoi 3,2 milioni di barili. A seguire, i campi offshore (con un peso del 13%), la Sicilia (9%) e il Piemonte (2%). Considerando un prezzo medio annuo di 51 euro a barile per il greggio italiano, il valore complessivo del bottino supera i 2,17 miliardi. Quanto al gas naturale, la produzione italiana è stata di 9,6 miliardi di metri cubi. Considerando un prezzo medio di 24,5 eurocent al metro cubo, il valore complessivo arriva a 2,33 miliardi di euro. Il bilancio dell'anno in corso sarà ovviamente molto più interessante, visto l'aumento delle quotazioni del greggio.

Le reti elettriche a Piazza Affari: Tesmec ipo dell'anno

Le reti elettriche sfidano le turbolenze e vanno in Borsa. La prima e probabilmente unica matricola di quest'anno, che affronterà oggi la prova della Borsa, sarà il gruppo Tesmec, uno dei primi player mondiali nella posa delle reti elettriche ad alto voltaggio. Mentre tutte le altre Ipo continuano a slittare, il gruppo bergamasco ha deciso di tener fede agli annunci e ha concluso venerdì scorso il collocamento di oltre 53 milioni di azioni, più gli 8 milioni della greeenshoe.

"La quotazione in Borsa fa parte di un progetto di lungo periodo, è un passaggio obbligato per competere sul piano globale, su appalti miliardari dove la solidità finanziaria e la credibilità del fornitore sono molto importanti", spiega il presidente e amministratore delegato Ambrogio Caccia Dominioni. Al termine dell'operazione, la capitalizzazione oscillerà fra 75 e 107 milioni di euro, ma solo 16,5 milioni derivano da un aumento di capitale, mentre il resto verrà dalla vendita della partecipazione del socio finanziario, Gianluca Vacchi, che scende dal 40 al 2%. In pratica, considerando che così andrà sul mercato oltre il 57% del capitale e la società diventerà contendibile, lo sbarco in Piazza Affari rappresenta per la famiglia anche un modo per facilitare alleanze di ampio raggio e per gestire meglio, in futuro, la successione. Ecco perché lo scorso autunno Caccia Dominioni lasciò cadere l'offerta del fondo di private equity di Giuseppe Tronchetti Provera, Ambienta, che sarebbe entrato a un prezzo superiore di quello oggi pagato dal mercato.

"Il nostro settore è al centro di una rivoluzione epocale, le reti diventano internazionali e sempre più intelligenti, devono reggere la produzione incostante delle fonti rinnovabili e sviluppare funzioni di misurazione che una volta non avevano, si parla di smart grid e di generare energia in luoghi sempre più lontani dai centri di consumo", spiega Caccia Dominioni. Non a caso il gruppo bergamasco, che può contare su trecento dipendenti e su un fatturato superiore a 86 milioni di euro e utili oltre i 7 milioni, fa il 95 per cento del suo giro d'affari all'estero. Ha contribuito ad esempio alla posa della prima linea ad altissimo voltaggio del mondo, appena completata in Cina, capace di reggere una tensione fino a 1000 kilovolt e lunga 623 chilometri, su tralicci alti quanto la Tour Eiffel.

L'asso nella manica di Tesmec sono le sue macchine. I bestioni, sfornati dai tre stabilimenti lombardi e da una fabbrica ad Alvarado, in Texas, sono specializzati da un lato nella tesatura di linee elettriche (anche ferroviarie) e cavi in fibra ottica, dall'altro negli scavi in linea per la posa di reti e di tubi interrati. Nei due settori, complementari e fondamentali per le opere infrastrutturali, il gruppo ha il 17 e il 16 per cento del mercato globale. L'obiettivo, ora, è crescere nei Paesi dove le infrastrutture sono al centro dello sviluppo, dall'India alla Cina al Medio Oriente, tutte economie che godono di ampie riseve di liquidità, con cui i governi pianificano importanti investimenti. Lo sbarco in Borsa aiuterà a finanziare l'espansione e a ottenere maggiore visibilità a livello internazionale.

Scatta in luglio la bioraria per tutti: è una svolta di sistema

Per abbattere i picchi della domanda elettrica non c'è niente di meglio dei Mondiali di calcio: la prima partita dell'Italia ha causato un calo della potenza richiesta di 750 megawatt, equivalente al fabbisogno medio di una città come Torino. Ristoranti e cinema sono andati deserti e nelle case regnava il coprifuoco, con la gente incollata al teleschermo a luci spente.

Ma l'Autorità per l'energia elettrica si è inventata qualcosa di meglio: la tariffa bioraria. Dal 1° luglio si cominceranno a pagare due prezzi diversi per l'elettricità consumata di giorno - nella fascia di piccco dalle 8 alle 19 - oppure di sera e di notte, nel fine settimana e nei giorni festivi. La novità interessa il 90% dei consumatori: 25,7 milioni di utenze, cioè tutte quelle che non hanno optato per il mercato libero e sono rimaste sotto la maggior tutela dell'Authority. "In prospettiva - spiegano all'Authority - questo sistema dovrebbe spingere i consumi delle utenze familiari durante le fasce off-peak dall'attuale 67% all'80%". In questo modo si potrebbero ridurre gli squilibri del sistema elettrico, che presenta enormi divari nel fabbisogno a seconda degli orari e delle stagioni: nello stesso anno si possono raggiungere picchi di domanda fino a 51,9 gigawatt (17 luglio 2009) e cadute a 18,8 gigawatt (13 aprile 2009). E questo in un'annata di crisi, dove il picco è stato comunque contenuto. Nel 2007, il picco ha sfiorato i 57 gigawatt di potenza. Ed è probabile che con l'avvio della ripresa si tornerà a quei livelli di consumo.

Il sistema elettrico, ovviamente, dev'essere tarato in modo da poter far fronte alle punte massime di domanda, altrimenti si rischierebbe il blackout. Per questo in Italia abbiamo decine di centrali che si accendono soltanto poche ore all'anno, quando il fabbisogno è più estremo. Di solito sono le centrali più costose e inquinanti, che bruciano olio combustibile e spingono in alto le quotazioni dell'energia in Borsa elettrica. E' per questo che il prezzo aumenta nelle fasce di picco: le centrali vengono chiamate a vendere sul mercato per merito economico, prima le più efficienti e via via le più costose. Ma se si riuscisse a ridurre le oscillazioni della domanda, "limando" i picchi, questi impianti che vendono a carissimo prezzo potrebbero essere dismessi.

"L'applicazione di questo divario di prezzo anche agli utenti domestici è una questione di equità", spiegano all'Authority. In pratica, gli utenti che consumano più energia elettrica durante le fasce di picco rispetto alla media finiscono per essere sussidiati da quelli che ne consumano di meno. Le differenze di prezzo all'acquisto dell'energia, infatti, ci sono all'origine anche per gli utenti rimasti nel regime di maggior tutela. Solo che le differenze non si vedono in bolletta, grazie ai sussidi incrociati fra le varie categorie di consumatori.  

La nuova tariffazione, però, non verrà applicata tutta d'un colpo: fin da subito saranno coinvolte 10 milioni di utenze, che dovrebbero arrivare a 18-20 milioni entro la fine di quest'anno. Gli altri a seguire. Requisito indispensabile per l'applicazione delle nuove tariffe è che l'utenza sia dotata di contatore elettronico, una condizione ormai condivisa dal 90% dei consumatori, visto che la posa dei nuovi contatori, in cui l'Italia è all'avanguardia nel mondo, è avvenuta a tempo di record. Ma la macchina dev'essere riprogrammata per la telelettura dei consumi nelle due fasce orarie e questo prende qualche tempo. Sarà soft anche l'introduzione del nuovo delta di prezzo: per i primi 18 mesi la differenza fra le due fasce sarà limitata al 10% e solo alla fine dell'anno prossimo la forcella si allargherà al 46%, che risponde al divario effettivo fra i prezzi dell'energia comprata sul mercato nelle due fasce orarie. Per quel 10% di consumatori che hanno già abbandonato la tutela dell'Authority e hanno optato per il mercato libero, invece, non cambierà nulla. E anche chi volesse sottrarsi al nuovo regime biorario può scegliere la libertà, andando a curiosare fra le offerte non biorarie degli operatori sul Trovaofferte dell'Authority.

Manca l'acqua dolce? La si paghi salata

Emergenza sì, emergenza no. Il deficit idrico in Italia sta diventando cronico. Nell' ultimo decennio si è registrato un calo del 20% della portata dei principali fiumi italiani, con relativa riduzione della produzione idroelettrica. E non saranno i pacchetti di risparmio predisposti a intervalli regolari dalla Protezione Civile a rimettere sui binari il treno deragliato dell' approvvigionamento idrico nazionale. La crisi però può mettere in luce un dato di fondo: l' acqua è un bene prezioso. E come tale va pagata. Solo così gli italiani - famiglie, agricoltori e industriali - smetteranno di sprecarla. «Bisogna adattarsi agli effetti di un clima sempre più arido - commenta Mauro D' Ascenzi, vicepresidente di Federutility, l' associazione che raggruppa tutte le utility italiane operanti nel settore dell' acqua e del gas - passando dalla lunga tradizione di politica della domanda a una nuova stagione della pianificazione e gestione della risorsa disponibile». In pratica, se i bacini naturali non sono più efficienti come una volta, è l' efficienza dell' uomo che deve sopperire alla loro funzione. «L' acqua, che un tempo veniva raccolta dai nevai e dai ghiacciai durante l' inverno e poi rilasciata a poco a poco nella stagione calda in cui più serve all' uomo, ora dev' essere raccolta e conservata da noi - sostiene D' Ascenzi -. Va distribuita in modo corretto senza disperderla e utilizzata con parsimonia, contenendo i consumi e incrementando l' efficienza degli usi». A partire da un settore strategico come quello agricolo, principale colpevole e al tempo stesso vittima di questa crisi. L' agricoltura in Italia si beve 20 miliardi di metri cubi all' anno di acqua, ossia il 49% del totale disponibile, una percentuale altissima (e probabilmente sottostimata), che ci pone ben oltre la media europea del 30%. Al secondo posto c' è l' industria che usa il 21%, quindi la rete civile per il 19%, infine il settore energetico, che tra produzione idroelettrica e raffreddamento delle centrali arriva all' 11%. L' utilizzo irriguo, oltre a prelevare di più, è anche quello che restituisce meno acqua all' ambiente, attorno al 50% rispetto al 90% che ritorna disponibile dopo gli usi civili e industriali. A prezzi irrisori. I cittadini italiani la pagano 52 centesimi di euro al metro cubo, la metà della media europea, ma sempre più del prezzo stracciato fatto agli agricoltori, che spendono fino a 100 volte di meno. E solo in pochi casi vengono fatturati i reali consumi agricoli: su 190 consorzi di bonifica, solo 10 li contabilizzano, mentre tutti gli altri fanno pagare un forfait annuo sulla base della tipologia di colture e degli ettari. Un sistema che non incentiva certo un consumo improntato al risparmio. La proposta che tutti gli esperti mettono al primo punto di una nuova politica dell' acqua, dunque, è la revisione completa del sistema di tariffazione. «Altro che acqua libera per tutti!», è la critica di Stefano Ciafani, responsabile scientifico di Legambiente e autore di un prezioso libro bianco sull' emergenza idrica, a uno slogan spesso ripetuto nei raduni ambientalisti. «Anzi - insiste Ciafani - qui ci vuole un affondo della forza pubblica contro chi scava pozzi abusivi attingendo alle falde nel sottosuolo senza pagare un centesimo; ci vuole un censimento preciso dei pozzi, come prescritto dalla legge Galli del ' 94, mai applicata. Serve un meccanismo di premi e penalizzazioni che valorizzi le esperienze virtuose e gravi sui consumatori più grandi, come nel caso delle aziende d' imbottigliamento delle acque minerali, che pagano meno di un centesimo al metro cubo una risorsa che, messa in vendita sugli scaffali di un supermercato, a noi costa 500-1.000 volte di più, garantendo ai produttori profitti da capogiro». Stesso discorso sui consumi agricoli. «Bisogna cambiare - precisa Ciafani - il sistema della vendita a forfait, garantita dalla quasi totalità dei consorzi di bonifica». Solo così si spingeranno gli agricoltori a ripensare il sistema d' irrigazione, quasi totalmente fondato sulla modalità a pioggia, per riconvertirlo ai sistemi di microirrigazione e a goccia, che possono garantire almeno il 50% del risparmio di acqua utilizzata. «Per compiere questa piccola rivoluzione - propone Ciafani - il mondo agricolo dev' essere incentivato, magari con strumenti di agevolazione fiscale simili a quelli che promuovono l' efficienza energetica». E poi bisogna avviare lo sfruttamento per usi agricoli o industriali delle acque reflue, che oggi vanno perse. Un nuovo meccanismo di prezzo s' impone anche per la rete idrica ad uso civile, ridotta a un colabrodo che lascia per strada il 42% dell' acqua immessa (il primato è di Cosenza con il 70%). Per ripararla servono soldi. «Da dove vengono? Che io sappia - è la spiegazione di D' Ascenzi - o vengono dalle tasse o da un inasprimento delle tariffe. Bisogna industrializzare l' intero settore. Chi avvertirà di più la crisi idrica quest' estate non saranno le aree dov' è piovuto di meno, ma quelle dove l' acqua non è stata "industrializzata". In alcune zone c' è un sacco d' acqua eppure la gente muore di sete. In California piove molto meno che in Sicilia, ma hanno quantità incredibili d' acqua per attività irrigue».

La scure di Calderoli sull'energia del vento

Non c'è crisi per l'eolico a livello globale, ma l'Italia rischia una brusca frenata quest'anno. Nell'ultimo decennio il settore è cresciuto con una media annua del 23% e il futuro prossimo promette bene: i 158 gigawatt installati nel mondo a fine 2009 potranno essere oltre 400 nel 2014 per il Global Wind Energy Council. In Italia, il 2009 è stata un'annata record: la potenza totale accumulata è cresciuta del 30%, arrivando a 4.850 megawatt a fine anno e ha continuato la sua corsa nel 2010, fino a 5.200 megawatt a fine maggio. Puntava già su quota 6 giga per l'inizio del 2011.

"Invece, qui ci fermiamo", commenta mestamente Simone Togni, direttore dell'Associazione nazionale energia del vento. Con l'articolo 45 della finanziaria, infatti, il ministro Roberto Calderoli ha calato la scure sull'eolico italiano, abolendo l'obbligo per il Gestore dei servizi elettrici (con valore retroattivo) di acquistare i certificati verdi rimasti invenduti sul mercato. Sono appunto i certificati verdi che finanziano tutte le fonti rinnovabili, tranne il fotovoltaico: non con i soldi dei contribuenti, ma delle compagnie energetiche che producono elettricità da fonti fossili. In pratica, il certificato verde è una penalità: chi genera energia ha l'obbligo di produrne una quota (ora del 6%) da fonti rinnovabili, ma se non ci arriva deve acquistarla sul mercato, in forma di certificati verdi, venduti dalle aziende specializzate nelle fonti rinnovabili per finanziare la propria attività. Il Gestore dei servizi elettrici fa da camera di compensazione di questo mercato: ne vende se c'è carenza di offerta e ne acquista se c'è carenza di domanda. I guadagni e le perdite vanno a incidere sulle bollette, abbassando o alzando la componente A3, che finanzia per l'appunto lo sviluppo delle fonti rinnovabili.

Il governo ha deciso a suo tempo che questo meccanismo deve restare in piedi finché l'Italia non avrà raggiunto l'obiettivo richiesto dall'Europa al 2020: una quota del 30% di fonti rinnovabili sul mix energetico nazionale. Negli anni di vacche magre, quando le fonti rinnovabili erano merce rara, il Gse ha fatto lauti guadagni su questo mercato, vendendo i certificati che mancavano. Ma dall'anno scorso c'è un'eccedenza di certificati verdi sul mercato e quindi il Gse deve comprare, per non far crollare i prezzi. Questi titoli, che premiano la produzione di energia da fonti rinnovabili, ad oggi sono venduti in media a 88 euro per megawattora. Ma se mancasse l'intervento del Gse, come indicato dall'emendamento Calderoli, i prezzi scenderebbero a 60-65 euro. Equita Sim ha esaminato i possibili effetti negativi della nuova norma sulle aziende quotate attive su questo mercato e le ricadute stimate sul margine operativo lordo 2010-2011 rischiano di essere notevoli: del 20-25% per Alerion e per Erg Renew, del 6-7% per Iride, del 5% per Enel Green Power (debuttante in autunno), dell'1-2% per Hera e dell'1% per Edison.

"Interrompendo questo meccanismo, per di più con valore retroattivo, il governo ha generato sui progetti già in essere una grave situazione di insolvenza", spiega Togni. "Il sistema creditizio, che ha partecipato al finanziamento di circa 2,5 gigawatt di potenza concedendo finanziamenti per 4 miliardi e mezzo di euro, valuta che tali investimenti siano già a rischio default, per non parlare di quelli futuri per ulteriori 1,75 gigawatt di potenza", precisa Togni. In pratica, dalla pubblicazione in Gazzetta Ufficiale le erogazioni dei finanziamenti già in essere verranno sospese e le distribuzioni di eventuali dividendi già maturati verranno bloccate, con impatto sui nuovi investimenti e sulla liquidità dei produttori. Non a caso, il provvedimento ha scatenato una vera e propria levata di scudi fra gli operatori, con reazioni di tutte le associazioni di categoria, dall'Aper all'Anev, dalla Fiper a Federambiente, passando per Fise Assoambiente. Perfino Emma Marcegaglia è intervenuta in prima persona a favore di una correzione.

"Speriamo che la norma venga rivista nel corso del dibattito in Parlamento - auspica Togni - ma anche in questo caso, con un fermo di almeno un paio di mesi, la crescita dell'eolico quest'anno resterà azzoppata e una parte dei 25mila lavoratori dell'eolico rischia il posto per il default tecnico degli impianti. Per non parlare della perdita di credibilità del Paese nei confronti di chi è venuto dall'estero a investire sul vento italiano".

L'eolico europeo guarda al mare

L'eolico europeo guarda al mare. E Berlino farà da traino verso questa nuova frontiera. Leader continentale delle fonti rinnovabili, prima nell'eolico con 26 gigawatt complessivi, la Germania non aveva ancora affrontato il tema dell'offshore. Ma in maggio ha inaugurato il suo primo parco eolico nel Mare del Nord, Alpha Ventus. Ne seguiranno altri 25, con 1650 pale, che insieme ai piani di sviluppo degli altri Paesi nordici, dal Regno Unito alla Norvegia, andranno a rimpiazzare l'oro nero del Mare del Nord, in via di esaurimento. Il tutto legato da una supergrid capace di reggere le forti oscillazioni tipiche delle fonti rinnovabili, simile a quella in via di sviluppo per il progetto mediterraneo Desertec.

Mentre nel Mediterraneo si punterà sul sole, nel Mare del Nord si punta sul vento, una tecnologia ampiamente collaudata: basta investire sul campo. È quello che ha annunciato il governo britannico, che ha lanciato un piano da oltre 86 miliardi di euro per la costruzione di 9 campi offshore per un totale di 32 gigawatt di potenza. La Germania si è fissata l'obiettivo di arrivare a 25 gigawatt entro il 2030 e ha già concesso i permessi di costruzione per un totale di 8 gigawatt. Da qui al 2020 la Ue dovrebbe poter estrarre dal vento offshore 55-60 gigawatt, quasi altrettanti della potenza eolica attuale. La Offshore Grid Initiative coinvolge i dieci Paesi europei che si affacciano sul Mare del Nord e sul Baltico. L'intesa politica c'è già e le trattative sono in corso per siglare un memorandum entro la fine di quest'anno, con il sostegno di tutte le compagnie elettriche dell'area, da E.on a Vattenfall, da Vestas a Rwe. Ma è la rete, che unirà i centri di produzione e quelli di consumo, l'investimento principale del progetto. Si tratta di linee di corrente continua ad alta tensione, già sviluppate dalla Abb e dalla Siemens: in totale ci sarà bisogno di 6 mila chilometri di cavi, molto più grossi di quelli attuali dell'alta tensione e molto più performanti. Per l'European Wind Energy Association, ci vorranno 30 miliardi di euro. Ma è presto per fare valutazioni complessive. Al momento di sicuri ci sono solo i 165 milioni di euro che la Commissione Europea ha messo sul tavolo per il piano di connessione tra i campi eolici del Mare del Nord e del Mar Baltico, un piccolo inizio ma un tassello importante della supergrid.

Se la partita principale dell'eolico offshore si gioca a Nord, non è chiusa per chi si affaccia a Sud. In Italia, i progetti di un  decina di aziende si concentrano in Molise, Puglia, Sardegna e Sicilia, ma con diversi stadi di avanzamento. Il primo e, per ora, unico campo eolico offshore autorizzato in Italia è quello della milanese Effeventi, di Luca Wagner, nelle acque di fronte a Termoli e a Montenero di Bisaccia: la Corte Costituzionale ha rigettato per incostituzionalità il divieto imposto dalla Regione. Il parco eolico San Michele prevede 54 torri alte 80 metri, della potenza complessiva di 162 megawatt. Stesso problema per Trevi Energy, di Davide Trevisani, che punta invece sulla Puglia: anche lì la giunta regionale ha appena espresso parere sfavorevole di compatibilità ambientale per i due campi eolici offshore proposti, uno da 150 megawatt al largo della costa foggiana al confine con il Molise e l'altro da 300 megawatt davanti a Manfredonia. Ma non è detta l'ultima parola, anche se il gruppo Trevi ha già dovuto ritirarsi da un progetto analogo in Sardegna. La Puglia ha dato invece parere favorevole a un campo eolico al largo di Tricase, nel Salento: il progetto della Sky Saver riguarda l'installazione di 24 pale per un totale di 90 megawatt, a una distanza di 20 chilometri dalla costa. Essendo in mare aperto, in questo caso le turbine non potranno essere ancorate al fondo ma sospese su piattaforme galleggianti.

Incerto anche il destino per la joint venture Enel-Moncada, che prevede 115 torri nel golfo di Gela: Legambiente Sicilia aveva dato fin dall'inizio il suo sostegno al progetto, ma i comuni prospicenti sono tutti contrari. Ma anche qui non è detta l'ultima parola. L'autorizzazione finale in materia energetica, infatti, spetta allo Stato: il parere degli enti locali ha un valore solo consultivo. Tanto è vero che, malgrado le resistenze locali - ben nota quella di Vittorio Sgarbi in quanto sindaco di Salemi - la Sicilia è una delle regioni italiane dove l'eolico cresce di più: secondo i dati di Terna, ci sono momenti in cui l'energia del vento soddisfa il 60% del fabbisogno dell'isola.

Treno batte aereo sul podio della modernità

Fino a pochi anni fa, la ferrovia sembrava un relitto dell'altro secolo. L'aereo simboleggiava l'idea del futuro e del progresso tecnologico. Oggi no. Il treno è di ritorno. L'alta velocità lo ha rimesso sui binari, con i treni-proiettile che sfrecciano in Europa, Cina, India, Corea e presto anche negli Usa di Barack Obama.

La rinascita dei treni coincide, guarda caso, con la rivoluzione della mobilità sostenibile: milioni di persone si pongono ogni giorno il problema di ridurre l'impronta ambientale dei propri spostamenti. Il trasporto aereo è il grande incriminato di fronte al tribunale dell'effetto serra. Volare è una delle azioni che dà i peggiori mal di pancia agli ambientalisti militanti, tanto che le compagnie più avvedute stanno tentando in tutti i modi di sostituire il kerosene con i biocombustibili. Il treno, alimentato dalla rete elettrica, è un mezzo marcatamente più pulito, soprattutto se viaggia in Paesi dove prevale il kilowattora nucleare. Non è un caso che l'alta velocità ferroviaria in Europa sia nata in Francia (e in Asia in Giappone), dove l'elettricità è prodotta all'80% grazie all'atomo, quindi con risorse interne e a costi vantaggiosi. Il "bollino verde" del treno si appanna un po' nei Paesi come l'Italia, dove le centrali elettriche vanno per oltre l'80% a combustibili fossili. Resta comunque il fatto che i consumi a chilometro di un treno sono molto più ridotti di quelli di un aereo e che la produzione concentrata di energia è sempre molto più efficiente e pulita della produzione distribuita. In altri termini, fra aerei e treni c'è la stessa relazione esistente fra una flotta di auto a benzina e una corrispondente di auto elettriche: venisse anche da combustibili fossili, l'alimentazione delle auto elettriche sarebbe sempre più pulita, semplicemente perché l'energia prodotta in una centrale inquina meno di cento scappamenti.

Felici, quindi, i Paesi dove i treni hanno già sostituito l'aereo: in tutta Europa, da Berlino a Madrid, da Vienna a Londra, cadono come mosche le tratte aeree che gareggiano con tratte ferroviarie entro le tre ore. Tra Parigi e Bruxelles i passeggeri dei cinque voli quotidiani si sono trasferiti da tempo sul Thalys, lo stesso è accaduto da Londra a Parigi, da Basilea a Francoforte o da Madrid a Barcellona. Sono 560 i Tgv francesi in circolazione e 350 gli Ice tedeschi, ma solo 60 i Frecciarossa italiani. Il reticolo dei treni-proiettile si allarga a vista d'occhio dappertutto, tranne che in Italia. Per anni ci è stato spiegato che il Corridoio 5 – ovvero il corridoio ad alta velocità che dovrebbe collegare Torino a Trieste – è un'infrastruttura indispensabile per il sistema Paese. Ma per il momento l'alta velocità italiana disegna solo una linea longitudinale sulla penisola, da Torino a Milano e poi da qui a Bologna, Firenze, Roma e Napoli. Da Milano verso Est non c'è nulla. O meglio, c'è solo la mini tratta Milano-Treviglio. Poi il buio, che resterà fitto ancora per molti anni, perché la tratta per Brescia e Verona non è stata ancora finanziata, la progettazione della Verona-Padova è stata rimandata a dopo il 2011 e il tracciato Venezia-Trieste nemmeno pensato. Il ritardo pesa su tutto il Nord Est e anche sul collegamento con i mercati dell'Est europeo, oltre che sulla messa in rete dei porti adriatici e la nuova autostrada del mare.

Verso Nord, poi, i collegamenti ferroviari veloci con l'Europa hanno un grosso limite: le Alpi. Esteso per 1200 chilometri da Lubiana a Nizza, a cavallo su sette Paesi, l'arco alpino si erge come un grande muro al centro del Vecchio Continente, tagliando fuori lo Stivale. E anche su questo fronte le novità accadono altrove. Di qui al 2017 sono in progetto o in costruzione quattro nuovi mega-tunnel che potrebbero riscattare il Belpaese dal suo isolamento plurimillenario. Le quattro opere ciclopiche, equivalenti all'Eurotunnel sotto la Manica, non assomigliano più in nulla alle antiche gallerie di scavalcamento delle cime più alte, perché scavano le montagne alla base in modo da non costringere i treni a superare dislivelli che impedirebbero l'uso dell'alta velocità. Il più occidentale consentirà di viaggiare fra Torino e Parigi in meno di tre ore, il più orientale di raggiungere Monaco da Verona in poco più di due ore, i due centrali di collegare Milano con Zurigo in due ore e quaranta e con Basilea in tre ore, offrendo così ai passeggeri italiani una connessione ottimale con il sistema ferroviario continentale e liberando le strette valli montane dalla valanga soffocante del traffico - soprattutto merci - transalpino su gomma.

Per ora solo due di questi progetti sono già in corso di realizzazione: quelli svizzeri. Il nuovo tunnel del San Gottardo, sulla tratta Milano-Zurigo, sarà lungo 57 chilometri (il vecchio, del 1882, è di 15) e sarà completato da altre due gallerie di base, a Nord e a Sud, lunghe in tutto 25 chilometri, sotto il Zimmerberg e sotto il Monte Ceneri. Faraonica è un aggettivo modesto per quest'opera, destinata a estrarre dalla montagna materiale sufficiente per costruire sette piramidi di Cheope: sarà la più lunga galleria ferroviaria del mondo. L'inaugurazione è prevista per il 2017. Il nuovo tunnel del Loetschberg, sul tracciato Milano-Berna-Basilea, è lungo 35 chilometri (l'attuale, del 1905, è di 14) e la prima galleria è già entrata in esercizio dal 2007, mentre la seconda è fatta per due terzi. Ma anche quando in Svizzera tutto sarà pronto, mancheranno le tratte di collegamento con l'alta velocità italiana, dal confine a Milano. Vanno molto più a rilento, invece, i due progetti italo-francese e italo-austriaco. E intanto il treno del futuro ci passa accanto.

Bioetanolo da scarti agricoli: un prototipo a Comacchio

Paglia, legno e scarti vegetali in genere, ma anche vinacce, pastazzo di agrumi, cruscami, bucce di pomodoro, residui dei semi di soia e del cotone. Sono queste le materie prime utilizzate da Umberto Manola, inventore della tecnologia Hyst (Hypercritical Separation Technology), per ricavare farine alimentari, cellulosa per l’industria dei biocarburanti (bioetanolo), combustibili solidi (lignina) per il settore delle bioenergie, fibre di cellulosa per l’industria cartaria e chimica. Il processo consiste nel separare le componenti della materia prima immessa facendo scontrare tra di loro, ad alta velocità, le particelle di biomassa trasportata da getti d'aria contrapposti. Il sistema, che sarà commercializzato dalla BioHyst, consente di trasformare le biomasse residue provenienti dalle attività agricole o dall’industria agroalimentare in matrici ricche di amido, facilmente fermentabili in etanolo, con costi e consumi energetici estremamente ridotti. Il prototipo, a San Giuseppe di Comacchio, nelle valli ferraresi, lavora ogni ora due tonnellate di materiale, ma potrebbe arrivare fino a sette: è stato presentato la settimana scorsa al responsabile del gruppo sistemi vegetali per prodotti industriali dell’Enea, Vito Pignatelli. "L’Enea è interessata a questa tecnologia - ha detto Pignatelli - per l’applicazione nel campo dei biocombustibili, ma si potrebbe pensare di applicarla anche per la separazione degli elementi radioattivi dalle scorie prodotte dall’industria nucleare". "Questa tecnologia, brevettata e accompaganata da un software specifico, è nata in decenni di sperimentazioni, derivate dall'esigenza di valorizzare gli scarti dei mulini", spiega Daniele Lattanzi, responsabile della strategia di BioHyst. I settori su cui punta BioHyst sono le energie alternative e l'alimentazione, con uno sguardo particolare alle aree più povere del pianeta. "Il nostro obiettivo è fornire in comodato d'uso gratuito alcune decine d'impianti ai Paesi in via di sviluppo", precisa Lattanzi, che è già in trattative avanzate con il governo del Senegal. La diffusione della tecnologia BioHyst nei Paesi industrializzati sarà funzionale alla raccolta di risorse da investire nella costruzione di impianti per i Paesi poveri. "Nella mangimistica, ad esempio, la nostra tecnologia porta enormi risparmi, sostituendo l'orzo con gli stocchi di mais come fonte di amido si può tagliare del 30-40% i costi di approvvigionamento".

Per l'acqua serve una vera Authority

La consapevolezza passa per la trasparenza. «Ma se i dati sul sistema idrico non ci sono, come fanno a essere trasparenti?». Questo, secondo Roberto Passino, presidente del Commissione nazionale di vigilanza sulle risorse idriche, è il problema fondamentale. Passino, che è anche direttore dell' Istituto di ricerca sulle acque al Cnr, ne sa qualcosa: «L' ultimo quadro aggiornato del fabbisogno lo abbiamo fatto noi dell' istituto nel ' 99 - dice -. Una ricerca molto approfondita, ma anche quella basata su stime, mai su dati a consuntivo, perché gran parte dei consumi non si pagano o vengono pagati a forfait. Dopo di che, il nulla. Come si può pensare di governare un sistema su queste premesse?». Appunto. «Non si può. Del resto, manca un' Authority unitaria, come quella per l' energia. Il sistema idrico è frammentato e difficile da controllare. La struttura dell' approvvigionamento potabile, che pure soffre di innumerevoli allacciamenti abusivi e falle di ogni tipo, è l' unica di cui si può tracciare un perimetro relativamente preciso, se non altro perché gestita da aziende che hanno interesse a farsi pagare. Ma interessa meno del 20% del sistema». E il resto? «Il grosso del nostro patrimonio idrico è dato in concessione ai consorzi di bonifica, per soddisfare le esigenze irrigue degli agricoltori. Ma il sistema normativo che ha istituito i consorzi risale agli anni Trenta, quando si voleva incentivare l' uso dell' acqua per modernizzare un' agricoltura ancora arretrata, basandosi su una risorsa abbondante, anzi eccessiva. Erano gli anni in cui le pompe idrovore bonificavano le paludi della Pianura Padana aspirando l' acqua dalla terra e scaricandola nel Po. Oggi succede l' esatto contrario, con le chiatte che aspirano l' acqua del Po e la indirizzano verso i terreni agricoli». Senza monitoraggio? «Nella maggior parte dei casi, le tariffe non sono a consumo e quindi non c' è ragione di misurare precisamente i prelievi. I dati sul fabbisogno degli agricoltori sono stimati su parametri soggettivi e probabilmente riduttivi rispetto alla realtà. E se gli acquedotti italiani perdono il 40% dell' acqua prelevata alla fonte, non è nemmeno immaginabile la quantità di perdite delle reti irrigue. Per non parlare dei prelievi abusivi, che nel settore agricolo sono all' ordine del giorno, come anche negli usi industriali». I pozzi non vanno autorizzati? «Certamente. Ma da quando la legge Galli ha imposto il censimento dei punti di prelievo sotterraneo, nel ' 94, tutti si sono affrettati a costruirne di abusivi. Da allora ad oggi la scadenza delle notifiche è stata prorogata per otto volte in sordina, inserendo la norma in provvedimenti omnibus per mimetizzarla. Come con i condoni edilizi, questo modo di procedere incentiva gli abusi». E dunque? «Dunque non si conoscono i punti di prelievo sotterraneo e questo è uno dei motivi della crisi strutturale del sistema. I dati di utilizzo devono essere riordinati e monitorati. In questo modo si incentiverebbe anche l' uso di tecniche d' irrigazione più efficienti. Non dimentichiamo che la madre delle grandi imprese specializzate nelle tecnologie dell' acqua è la normativa restrittiva imposta nei loro Paesi d' origine. La necessità di diventare efficienti aguzza l' ingegno». Ma i titolari delle concessioni dovranno pur pagare un canone. «È un canone ridicolmente basso, che non supera l' 1% del prezzo finale agli utenti. Per di più, molti consorzi di bonifica fanno anche commercio dell' acqua che hanno in concessione, vendendo l' utilizzo di acqua agricola per altri scopi: ad esempio la produzione elettrica, con ottimi profitti». Basterebbe aumentare il canone... «Non è così semplice. Occorre soprattutto rivedere i concetti che stanno alla base delle concessioni, rispettando le compatibilità economiche dei concessionari. Non bisogna dimenticare che anche queste concessioni, come tutte le altre in vigore in Italia, devono essere governate dai concedenti, non dai concessionari. Questo è un concetto che negli anni si è un pò perso di vista». Santuari difficili da smantellare? «I santuari vanno toccati e nella revisione del decreto ambiente, ora allo studio del ministro, ci sono diverse proposte radicali sulla gestione dell' acqua. Il sistema idrico italiano ha già dato troppo da mangiare oltre che da bere. Ora è arrivato il momento di cambiare questa cultura dei grandi finanziamenti e dei grandi sprechi per dedicarsi un po' all' efficientamento delle strutture che ci sono già. L' acqua in Italia c' è, basta smettere di rubarla e di buttarla via».

La spazzatura viaggia sotto terra a 70 km all'ora

Niente cassonetti, niente camion dei rifiuti. E niente monnezza per le strade. Com'è possibile? A Stoccolma e a Barcellona hanno già scoperto il trucco, ora la tecnologia Automatic Waste System potrebbe arrivare anche da noi, attraverso i fratelli Beretta e la loro Oppent, leader in Italia della movimentazione automatizzata.

Il sistema è relativamente semplice e assomiglia a quello della vecchia posta pneumatica: la spazzatura viene risucchiata a 70 chiometri all'ora attraverso tubazioni metalliche sotto vuoto, convogliata nei centri di raccolta, compressa e inscatolata in container, pronti per il trasporto al trattamento finale. Può essere applicato a un palazzo solo, a un quartiere o a una città intera. In Italia il primo centro residenziale che si doterà della tecnologia Oppent è l'Eurosky Tower, il più alto grattacielo di Roma in costruzione all'interno dell'Europarco, ideato da Franco Purini come un modello di efficienza energetica. Ma c'è una settantina di progetti residenziali dove si sta prendendo in considerazione questa tecnologia, da Porta Nuova e City Life a Milano all'Umberto I di Mestre, passando da Bagnoli Futura a Napoli. "Per gli insediamenti nuovi, la realizzazione è più semplice, le stazioni di partenza si inseriscono direttamente nel corpo dell'edificio, così i rifiuti non escono mai all'aperto", spiega Alberto Beretta, amministratore delegato di Oppent. Così il sistema è nato, quarant'anni fa in Svezia, dove fu applicato per la prima volta ai quartieri popolari costruiti alla periferia di Stoccolma. Così viene sviluppato oggi in Corea del Sud, dove una legge impone ai costruttori di prevedere un impianto di raccolta automatizzata per ogni nuovo edificio residenziale. "Laggiù c'è un vero e proprio boom, ne stiamo installando diversi, perché il governo non vuole farsi travolgere dall'inurbamento galoppante", precisa Beretta.

Ma lo stesso sistema può essere applicato anche a insediamenti già esistenti o addirittura antichi, come si sta facendo a Barcellona, dove si costruisce un impianto all'anno, con l'obiettivo di coprire tutta la città. In Italia c'è il caso del comune piemontese di Venaria Reale, poco più di diecimila abitanti e oltre un milione di visitatori all'anno, attirati soprattutto dalla Reggia Sabauda: qui è in corso una gara per automatizzare completamente la raccolta rifiuti. "In questo caso le stazioni di partenza dovranno essere ubicate a livello stradale, ma funzioneranno nello stesso modo: i sacchetti cadono per gravità e si depositano sulle valvole alla base, dove comincia il tubo di trasporto pneumatico. Arrivate a un certo livello di riempimento, le valvole si aprono e i tubi aspirano i rifiuti fino alla centrale di raccolta, lì c'è una macchina che espelle l'aria, la filtra e la fa uscire pulita. Poi i rifiuti vengono compattati automaticamente e inseriti nel container fino a quando è saturo". Per un comune come Venaria Reale bastano due centrali di raccolta, che di solito si cerca di collocare fuori dal centro urbano, per evitare il passaggio dei camion. "In ogni caso - precisa Beretta - si tratta di normali camion portacontainer, non di camion della spazzatura, che sono molto più pesanti e rumorosi, e ne bastano pochi perché la spazzatura è già stata raccolta e compressa".

I vantaggi sono evidenti. Da un lato spariscono i cassonetti, dall'altro i camion. Drastica riduzione delle emissioni per i trasporti, quindi, e anche dell'inquinamento acustico. Miglioramento del decoro urbano, anche nel caso della raccolta porta a porta, che spesso significa montagne d'immondizie per strada nelle ore notturne. E incentivazione della raccolta differenziata. "Dalle indagini svolte a livello internazionale si evince che un sistema automatizzato spinge gli utenti a un maggiore rispetto delle regole, se non altro perché hanno l'impressione di un maggiore controllo", fa notare Beretta. In prospettiva, c'è anche il vantaggio di un risparmio per le casse del comune, che non dovrà più comprare costosissimi camion dei rifiuti e non avrà più bisogno di tutto il complesso sistema di raccolta.

I big del solare calano sul Belpaese

L'Italia è diventata l'Eldorado del solare in questi anni di super-incentivi e i big internazionali non se lo sono fatto dire due volte. Malgrado le incertezze normative, il Belpaese ha guadagnato un'altra posizione, passando al sesto posto nella classifica mondiale di Ernst & Young sui Paesi maggiormente attraenti per gli investimenti nelle fonti rinnovabili. In base all'ultima classifica, che abbiamo scalato dall'ottavo posto nel 2007 al settimo nel 2008 fino al sesto di oggi, l'Italia ha ottenuto infatti un indice complessivo pari a 60, contro il 70 degli Stati Uniti (primi classificati), il 67 della Cina, il 64 della Germania e il 61 dell’India. Non c'è da stupirsi, dunque, se i big mondiali del solare sbarcano in massa nel Belpaese. Il colosso tedesco E.on ha recentemente avviato le attività nel fotovoltaico in Francia e in Italia, dove ha messo in funzione lo scorso dicembre il suo primo parco in Sardegna, accanto alla centrale di Fiume Santo. "Il nostro obiettivo è di raggiungere 80 megawatt fotovoltaici entro l'anno prossimo, con progetti in varie regioni d'Italia", annuncia l'ad di E.on Italia Klaus Schaefer. Siemens scommette invece sul solare termodinamico a concentrazione, che in Italia sta diventando una filiera importante, con a capo l'avvenieristico stabilimento in costruzione in Umbria di Archimede Solar Energy, del gruppo Angelantoni, dove Siemens è entrata al 30%. La nuova fabbrica produrrà i tubi ricevitori per i sali fusi, su cui si concentra tutto il calore intensissimo generato dagli specchi ricurvi, di cui Archimede è l'unico produttore al mondo. SolarWorld, la più nota impresa del fotovoltaico in Germania - anche grazie all'esuberanza del suo principale azionista, Frank Asbeck, uno dei fondatori dei Verdi tedeschi - punta direttamente sul Vaticano: dopo aver donato alla Santa Sede un impianto che riscalda e illumina l'immensa aula dove il Papa, durante l'inverno, riceve ogni mercoledì migliaia di fedeli, ora è in pole position per il maxi impianto da 100 megwatt che il Vaticano intende realizzare a Santa Maria di Galeria. Ma sull'energia del sole non ci sono solo i tedeschi: il colosso russo Renova dell’imprenditore Viktor Vekselberg è entrato in Kerself con una quota del 15% attraverso la controllata Avelar Energy. "Consideriamo il fotovoltaico strategico e continueremo a crescere nel settore", ha annunciato recentemente l'ad di Avelar, Igor Akhmerov, ricordando che nel 2011 partirà la produzione dello stabilimento di moduli a film sottile da 120 megawatt l’anno che Renova sta realizzando nel polo tecnologico russo di Khimprom. SunTech, il gigante del fotovoltaico cinese, ha già al suo attivo parecchie grosse installazioni in Italia realizzate con i suoi moduli, fra cui l'impianto Statkraft di Aprilia da 3,3 megawatt, quello di Manifatture Sigaro Toscano a Lucca e un altro a Castel San Giovanni, e ne ha altri in pipeline. I norvegesi di Statkraft, primo gruppo europeo per la produzione di energia da fonti rinnovabili, sono sbarcati in sottotono, con un impianto da 3,3 megawatt a Latina, ma hanno già firmato un accordo con Solar Utility per l'acquisto di 8 impianti fotovoltaici in Puglia e progettano altri 40 megawatt entro fine anno. Sarà la spagnola Siliken a realizzare "chiavi in mano" il maxi-impianto fotovoltaico da 9,8 megawatt a Fiumicino per Fotowatio Renewable Ventures e Solesa Green Power. Sempre gli spagnoli di Fotowatio hanno appena annunciato la firma di un accordo da 125 milioni di euro con BP Solar per la costruzione in Italia di impianti per un totale di 37 megawatt. Anche canadesi e portoghesi stanno rafforzando la loro presenza in Italia: Canadian Solar ha annunciato un accordo per fornire già quest'anno 60 megawatt di moduli a Fire Energy Group per i mercati italiano, spagnolo e tedesco, mentre la portoghese Martifer Solar ha fatto sapere che realizzerà entro il terzo trimestre del 2010 altri due impianti nel Sud Italia da 4 e 2 megawatt. E sul fotovoltaico italiano punta anche il gruppo israeliano Gilatz, che ha firmato due lettere d'intenti per l'acquisto di 7 parchi solari per 25,8 milioni di euro, dopo i primi due già comprati all'inizio di quest'anno.

Grandi Stazioni in viaggio verso i soci privati

La parola d'ordine viene dall'alto ed è: dismettere, privatizzare. Non solo i
tesori del Demanio militare o degli enti locali, ma anche delle Ferrovie dello
Stato, appesantite da 9,5 miliardi di debiti. L'obiettivo è soprattutto fare
cassa valorizzando asset inutilizzati, ma potrebbe anche essere di dare in
mano a chi li sa gestire servizi diversi dal core business ferroviario. Come
le Grandi Stazioni, che sono ormai sempre meno piattaforme di traffico e
sempre più centri commerciali, con tutte le dinamiche a loro proprie.
Innocenzo Cipolletta, presidente delle Ferrovie, conviene che "quello che non
rende si vende". Ma per Grandi Stazioni, aggiunge, non è ancora arrivato il
momento giusto. "Non dimentichiamo che una grande stazione non è soltanto un
mall ma anche uno snodo ferroviario", puntualizza. Dopo il lungo braccio di
ferro che ha opposto l'ad del gruppo Mauro Moretti ai soci privati Benetton,
Caltagirone e Pirelli, per gli enormi ritardi accumulati sulla tabella di
marcia delle ristrutturazioni - concluso nel 2008 con la nomina del nuovo
amministratore delegato Fabio Battaggia, in quota Benetton - ora i conti vanno
meglio. Nel 2009, malgrado la crisi, sono saliti sia i ricavi operativi (207
milioni rispetto ai 180 del 2008), sia il margine operativo lordo (a 64
milioni dai 37 del 2008), sia l'utile netto consolidato a 40 milioni, in
crescita di 22. "E quindi un'ulteriore privatizzazione per ora non è
all'ordine del giorno - commenta Cipolletta - anche se nulla si può escludere
in prospettiva".
Altro discorso per Sistemi Urbani, la società del gruppo che ha il compito di
valorizzare il patrimonio del Gruppo FS non funzionale all’esercizio
ferroviario: terreni, stazioni dismesse, ex terminal cargo in abbandono. "Solo
a Milano ci sono quattro aree molto vaste che non servono più e potrebbero
essere valorizzate: lo scalo Farini, Greco, Lambrate e il lotto Porta
Romana-Porta Genova, che in tutto fanno 2 milioni e mezzo di metri quadri, con
valori immobiliari enormi", spiega Oliviero Baccelli del Certet Bocconi. A
Bologna, su un terreno delle Ferrovie è sorta la nuova sede del Comune, con
uffici per 1500 dipendenti, ma resta ancora quasi un milione di metri quadri
da valorizzare. Iniziative simili sono previste in ogni angolo d'Italia. I
rapporti difficili con i Comuni e in qualche caso la mancanza di esperienza in
materia, però, hanno fatto rallentare le dismissioni. E ora il momento non è
dei più propizi. "Da questo veicolo le Ferrovie si aspettavano entrate
ingenti, che invece non sono ancora arrivate", precisa Baccelli. Un altro
asset da valorizzare potrebbe essere Centostazioni, dove i soci privati sono
la Save-Aeroporto di Venezia - controllata dal tandem Enrico Marchi e Andrea
de Vido - e la cooperativa Manutencoop.
Ma con la crisi che continua e la concorrenza del Nuovo Trasporto Viaggiatori
che incombe, la società più facile da privatizzare rapidamente è senz'altro
Grandi Stazioni, che ha già fra i soci Francesco Gaetano Caltagirone, il
costruttore più liquido d'Italia. "Le ristrutturazioni sono molto in ritardo
e avranno bisogno ancora di pesanti investimenti: delle 13 stazioni in
programma, senza considerare quelle dell'Alta Velocità, l'unica veramente
completata è Roma Termini. A Milano e Torino c'è ancora parecchio da fare, a
Bologna e Napoli è stato fatto poco, a Venezia e Firenze quasi niente, mentre
i due scali di Genova sono appena da cominciare, solo per citare le
principali", fa notare Baccelli.
D'altra parte, la crisi colpisce i viaggiatori e la previsione di un raddoppio
dei passeggeri per l'Alta Velocità e gli Eurostar da qui al 2015, con i
prezzi che corrono, potrebbe essere azzardata. Anche perché nel frattempo
scenderanno in campo i bolidi di Montezemolo e Della Valle, proprio sulla
tratta più remunerativa. I tedeschi della Deutsche Bahn sono già sbarcati
sulla tratta Bologna-Brennero. E sul fronte del trasporto pendolari si sta
facendo avanti Giuseppe Arena, con un servizio espresso molto atteso fra
Torino e Milano. L'Authority di Antonio Catricalà chiede più concorrenza
sulle ferrovie. Ma già così i binari per Mauro Moretti si stanno facendo
bollenti.

Da Goteborg a Los Angeles, le banchine diventano elettrificate

Il cold ironing è un sistema già abbastanza diffuso in Europa e nel mondo, soprattutto fra quei porti che vogliono crescere senza danneggiare troppo l’equilibrio ambientale dell'area. Il primo porto a sfruttare l’elettrificazione delle banchine per alimentare le navi in sosta è stato quello di Goteborg, in Svezia, nel lontano 1999. Nello scalo svedese sono infatti presenti cinque banchine elettrificate in bassa e media tensione, con una potenza di 1,25 MW e una connessione a 6 o a 11 kv, che forniscono supporto ai traghetti della Dfds Tor Line e alle navi-container della cartiera Stora Enso. La cartiera ha ammodernato tutta la sua flotta ed è uno dei principali utilizzatori di questo nuovo trend. Le sue navi container, infatti, sfruttano anche le banchine elettrificate del porto di Lubecca, in Germania, a partire dal 2008, di quelli di Oulu, Kemi e Kotka in Finlandia e di quello di Zeebrugge, in Belgio. Dove arrivano anche i traghetti della Dfds Tor Line. Oltre all’Europa, l’unico altro posto dove il cold ironing ha preso piede fino ad oggi è il Nord America. Dal 2001 il porto di Juneau, in Alaska, si è dotato di una banchina elettrificata per le navi da crociera, utilizzata dalla Princess Cruise e dalla Holland America del gruppo Carnival. Sulla costa Ovest, invece, si sono attrezzate Los Angeles (dal 2004), Seattle (dal 2005) e lo scorso anno Vancouver. A Seattle e a Vancouver si appoggiano le navi crociera, mentre Los Angeles è il riferimento mondiale per la connessione di navi porta container: alle sue banchine elettrificate si connettono le navi della China Shipping e della Nippon Yusen.

Venter a caccia del batterio fotosintetico giusto

L'energia, la chimica, l'agroalimentare, oltre ovviamente alla medicina, ringraziano Craig Venter, lo scienziato-imprenditore che è riuscito a inserire un genoma artificiale in un batterio capace di auto-replicarsi. La nuova "macchina metabolica" creata dal biologo surfista non cambierà nell'immediato i processi industriali basati sulle biotecnologie, ma spinge le capacità umane di manipolazione della vita ben oltre i limiti raggiunti fino ad oggi. E le prospettive di utilizzo sono dietro l'angolo, tanto che il presidente Barack Obama ha chiesto alla commissione di bioetica della Casa Bianca di indagare sui "potenziali benefici medici, ambientali e per la sicurezza" di queste ricerche e sui possibili rischi.
Lo stesso Venter, del resto, aveva già chiarito a suo tempo dove vuole andare a parare: "Nel giro dei prossimi vent'anni - dichiarò nel 2007 - la biologia sintetica diventerà il processo standard usato per produrre qualsiasi cosa. Dominerà completamente l'industria chimica. Dominerà, spero, in larga misura
anche il settore energetico. E' davvero urgente trovare un'alternativa all'idea di estrarre combustibili fossili, bruciarli e rimettere tutta quell'anidride carbonica nell'atmosfera. Questo è il contributo più grande che vorrei dare all'umanità". Non a caso la sua Synthetic Genomics ha ricevuto l'anno scorso un finanziamento di 600 milioni di dollari dal colosso petrolifero ExxonMobil per trovare la pietra filosofale dell'energia: un batterio capace di trasformare quello che mangia – dagli scarti agricoli ai residui industriali – in combustibile, come una minuscola bioraffineria. Ma in prospettiva, Venter vorrebbe andare ancora più in là, eliminando la materia prima di partenza: perché sobbarcarsi la fatica di mettere in piedi un processo pianta-microrganismo-carburante, quando si potrebbero creare batteri fotosintetici in grado di elaborare nei loro processi metabolici direttamente il carbonio che c'è nell'aria, utilizzando l'energia che ricevono dal sole? In questo modo, Synthetic Genomics riuscirebbe addirittura a prendere due piccioni con una fava: produrre biocarburante assorbendo anidride carbonica dall'atmosfera e quindi contrastando l'effetto serra.

Caro Partito Democratico, sostieni il nucleare

Una settantina tra universitari, parlamentari, imprenditori e giornalisti chiedono al segretario del Partito Democratico di non escludere l'opzione del ritorno all'energia nucleare: questa è la lettera aperta, pubblicata dal Riformista http://www.ilriformista.it/stories/Prima%20pagina/223074/ «L'energia nucleare, quasi ovunque, nel mondo industrializzato è vista come un'insostituibile opportunità che contribuisce alla riduzione del peso delle fonti fossili sulla generazione di energia elettrica, compatibile con un modello di sviluppo ecosostenibile», si legge nella lettera, firmata, tra gli altri, dall'oncologo Umberto Veronesi, dall'astronoma Margherita Hack, dal fisico Carlo Bernardini, dall'ex presidente dell'Enel (e in passato di Legambiente) Chicco Testa e dall'ex ministro del Lavoro Tiziano Treu.L'appello a Bersani «Sebbene la legge che reintroduce la possibilità di utilizzo del nucleare contenga forzature e punti sbagliati e ci siano limiti nell'azione di governo per la realizzazione dell'annunciato programma nucleare, riteniamo che non sia in alcun modo giustificata l'avversione al reingresso dell'Italia nelle tecnologie nucleari», dice ancora l'appello, che chiede a Bersani «di garantire che le sedi nazionali e locali del Pd, gli organi di stampa, le sedi di riflessione esterna consentano un confronto aperto e pragmatico». «Riterremmo innaturale e incomprensibile ogni chiusura preventiva su un tema che riguarda scelte strategiche di politica energetica, innovazione tecnologica e sviluppo industriale così critiche e con impatto di così lungo termine per il nostro Paese». Per i firmatari dell'appello pro atomo «importiamo più dell'80% dell'energia primaria di cui abbiamo bisogno, principalmente, da paesi geopoliticamente problematici. Produciamo l'energia elettrica per il 70% con combustibili fossili. Circa il 15 la importiamo dall'estero e prevalentemente di origine nucleare... Con le rinnovabili, se escludiamo l'idroelettrico... produciamo circa il 6%. L'energia solare per la quale sono stati investiti fino a ora circa 4 miliardi, ben ripagati dai generosi incentivi concessi fino a oggi dal sistema elettrico italiano, contribuisce al nostro fabbisogno elettrico per lo 0,2%».

Due robot per fermare la marea nera

La marea nera che sommerge le coste della Louisiana s'ingrossa: dai 5 ai 25mila barili di greggio si riversano ogni giorno nel Golfo del Messico dal pozzo di petrolio che Bp stava trivellando quando la piattaforma Deep Horizon è esplosa. Per chiudere questo enorme rubinetto che perde, il sistema più rapido è cercare di rimettere in sesto la valvola che non ha funzionato, mandando a 1.500 metri di profondità un sottomarino con un braccio teleguidato via cavo, per operare sulla testa di pozzo. Un intervento complicatissimo, che infatti per ora è fallito. Ma non per colpa dei due robot della guardia costiera americana, che sono stati utilizzati nel tentativo. Si tratta di due Rov (Remote Operated Vehicles) molto sofisticati, che fanno parte di un mercato, quello della robotica sottomarina, ormai consolidato e in fortissima crescita. Nel 2009 per questo tipo di robot sono stati spesi 1,7 miliardi di dollari a livello globale. Ma secondo l'ultimo rapporto targato Douglas-Westwood, in questo quinquennio ne serviranno almeno altri 550 per soddisfare la domanda crescente, che dovrebbe arrivare a 3,2 miliardi nel 2014. E i veicoli teleguidati via cavo sono solo uno dei due segmenti principali del mercato complessivo. L'altro segmento rilevante è quello degli Auv (Autonomous Underwater Vehicles): ce ne sono già 629 in giro per il mondo e in questo decennio ne serviranno almeno altri 1200 secondo Douglas-Westwood, per un valore di 2,3 miliardi di dollari, ma si potrebbe arrivare anche a 1800 unità, per 3,8 miliardi di dollari. Gli assoluti dominatori di questo mercato sono i norvegesi: il colosso militare Kongsberg ha acquisito due anni fa l'americana Hydroid - non senza polemiche vista la rilevanza strategica del settore - che produce Remus, il sottomarino autonomo più diffuso sul mercato. Ma si stanno affermando anche i battelli di superficie senza equipaggio, utilizzati come i droni aerei soprattutto per scopi militari, dalla sorveglianza delle coste alle operazioni antimine: qui prevalgono decisamente gli israeliani. La differenza essenziale fra le due categorie di robot sottomarini è la presenza o meno di un cavo che li collega alla stazione di pilotaggio. "Per intervenire fisicamente su un impianto vengono usati quasi sempre veicoli telecomandati via cavo", spiega Massimo Caccia, fra i massimi esperti italiani di robotica sottomarina, responsabile della sezione di Genova dell'Istituto di studi sui sistemi intelligenti e l'automazione del Cnr. Il motivo è semplice: con il cavo si può immettere potenza e quindi dare più forza ai bracci teleguidati, consentendo anche una maggiore interazione con il pilota. In più, via cavo si possono trasmettere molti più dati alla base. "I veicoli autonomi, invece, registrano con telecamere e sensori una massa di dati, che poi vengono estratti in superficie", precisa Caccia. L'ultima frontiera di questo tipo di robot è lo sviluppo di funzioni di comportamento adattivo, che inducono reazioni "intelligenti" agli input ricevuti, per adattare sempre più i loro movimenti ai dati raccolti sul campo. "In pratica, si cerca di far prendere direttamente a loro le decisioni necessarie per condurre al meglio la propria missione". Nelle situazioni di emergenza o di guerra, una valutazione rapida della situazione e una risposta pertinente, possono risultare fondamentali. "Questa è la direzione che stanno prendendo i nostri studi", ragiona Caccia, che ha già al suo attivo lo sviluppo, insieme ai colleghi dell'Issia, di due Rov - Roby e Romeo - e di due veicoli di superficie senza equipaggio, Charlie e Alanis. "In Italia c'è un enorme bacino di competenze in materia di robotica sottomarina, non solo dentro al Cnr, ma anche nell'Isme (Interuniversity Center Integrated Systems for Marine Environment), che si ritrova anche nel tessuto produttivo ligure, in particolare nel distretto tecnologico di Genova dei sistemi intelligenti integrati e in quello delle tecnologie marine di La Spezia - fa notare Caccia - da cui stiamo cercando di stimolare la nascita di un polo italiano in questo campo così promettente".

Cloud computing, nuvola verde o nuvola grigia?

Sarà una nuvola verde o una nuvola grigia? Uno dei principali paradossi del cloud computing è proprio la naturalezza con cui i suoi fautori lo hanno già dipinto di verde a prescindere da qualsiasi misurazione. Istintivamente, viene da dargli ragione. In fondo, l'outsourcing dei database dovrebbe portare maggiore efficienza nel sistema e quindi un risparmio di energia: invece che avere un milione di piccoli server mezzi vuoti sparsi qua e là, ne avremo uno grosso tutto pieno, molto più efficiente e risparmioso. E' lo stesso concetto dell'auto elettrica: con la sua diffusione non sostituiremo necessariamente una fonte di energia con un'altra più pulita, ma concentreremo lo sfruttamento dei combustibili fossili da un milione di motori a combustione interna a una singola centrale, più efficiente e quindi meno inquinante, da cui ogni veicolo caricherà poi la sua batteria per circolare. La produzione concentrata, come la memoria concentrata, è sempre più conveniente. Ma... Il cloud computing non è soltanto un'azione di sostituzione (invece di comprare uno storage interno affitto uno spazio virtuale), ma anche di enorme ampliamento delle potenzialità di memoria. Ora abbiamo la possibilità di far girare le nostre applicazioni su migliaia di server, cosa che prima non era nemmeno pensabile. E quando nasce una possibilità nuova, la nostra tendenza naturale è sfruttarla. Per riprendere la metafora di prima, come noto, più autostrade si costruiscono e più macchine si metteranno in marcia. In altre parole, immagazzinare i dati tutti assieme in un grosso server ci consentirà sì di consumare l'80% di energia in meno per ciascuna unità di memoria, ma se avremo mille volte più capacità di prima, tenderemo a sfruttarla e quindi alla fine il bilancio energetico andrà decisamente in rosso. Anzi, è quello che sta già accadendo: il rapido aumento di servizi online, che coinvolgono lo stile di vita di tutti noi oltre alle aziende piccole e grandi, sta portando il settore a livelli di consumo energetico analoghi a quelli delle industrie più energivore. Tra il 2000 e il 2006 il fabbisogno energetico della rete è raddoppiato e le emissioni dell'information technology hanno una loro “legge di Moore”, tanto che ormai sono quasi equivalenti a quelle del trasporto aereo. Flickr e Picasa, GMail e Facebook, passando per le applicazioni mobili e tutto il software as a service, stanno innalzando l'impatto ambientale del settore più di quanto stimato in precedenza. Greenpeace, nel nuovo rapporto Make IT Green, stima che i data center e le reti di telecomunicazione, all'attuale tasso di crescita, consumeranno quasi duemila miliardi di kilowattora di elettricità nel 2020. È oltre il triplo del loro consumo attuale e più del consumo elettrico di Francia, Germania, Canada e Brasile messi insieme. Greenpeace mette in luce una dimensione spesso nascosta agli occhi degli utenti, i quali vedono soltanto il risultato finale dell'elaborazione, senza avere esatta conoscenza delle dinamiche che reggono l'alimentazione delle immense web farm dedicate alla gestione dei dati. E così scopriamo che i tanto decantati vantaggi ambientali del cloud computing sono più che altro un'operazione di marketing. La problematica non è sfuggita agli IT manager, che nell'ultimo Green Survey di Rackspace si sono divisi sulla questione: solo il 21% resta ancora convinto che il cloud computing sia una scelta decisamente verde, mentre il 19% si è reso conto che le potenzialità verdi del cloud computing non si sono ancora realizzate, il 25% si dice infastidito da tutta l'enfasi verde che lo circonda e il 35% ha dichiarato di non essere per niente convinto dei suoi vantaggi ambientali. Ma non tutto è perduto, per la nuvola verde. La concentrazione dei database in effetti potrebbe portare dei vantaggi ambientali, se i giganti del settore, da Google a Amazon, optassero per un'alimentazione sostenibile dei loro server, utilizzando solo energia da fonti rinnovabili o altri sistemi per abbattere in maniera consistente i consumi di energia da fonte fossile. Un fulgido esempio di comportamento virtuoso in questo senso ci arriva da Helsinki. Nella capitale finlandese, dove la penetrazione della banda larga è fra le più alte del mondo e quindi la memoria virtuale ha il suo peso, è stata avviata all'inizio di quest'anno una web farm davvero straordinaria, collocata in un ex rifugio antiaereo scavato nella roccia sotto la cattedrale Uspenski per mettere al sicuro i membri del governo durante la seconda guerra mondiale, in caso di attacco russo. Centinaia di server hanno trovato sede al fresco, nelle sale di roccia viva. E già così hanno ovviato a una parte del problema. In una tipica web farm, infatti, solo il 40-45% dell'energia consumata viene utilizzata per l'attività di elaborazione dati vera e propria. Il resto si consuma per raffreddare i server, che lavorando emettono molto calore. Nel caso del data center sotto la cattedrale Uspenski, questo calore verrà sfruttato per contribuire al teleriscaldamento cittadino, trasformandolo nella web farm più verde del mondo. Il progetto, realizzato dalla multiutility locale Helsingin Energia, è molto semplice: basta connettere la web farm con il sistema di tubazioni che trasportano l'acqua scaldata centralmente a tutte le case della capitale. Quello prodotto dai server ospitati sotto la capitale basterà per scaldare e dare acqua calda a 500 famiglie: non è moltissimo, ma è certamente meglio uno scambio vantaggioso per tutti piuttosto che consumare altra energia per raffreddare i server. Sono azioni di questo tipo, innescate da una visione sostenibile molto più ampia della nostra, che aiuteranno il cloud computing a riguadagnare le sue credenziali verdi, sempre più appannate.

Il solare italiano verso la grid parity

Calano i prezzi dei moduli, aumenta la loro efficienza. E l'era del petrolio a buon mercato sembra ormai finita. Di questo passo, per l'energia del sole la strada verso la competitività con le fonti fossili è spianata. "Il business del solare sta entrando nella fase di maturità e si prevede che la grid parity, cioè il momento in cui il costo del kilowattora fotovoltaico diventerà perfettamente competitivo, scatterà tra la fine di quest'anno e il 2014", spiega Luca Zingale, fondatore di Solarexpo, il tradizionale appuntamento di Verona dedicato all'energia del sole, che si apre il 5 maggio. L'attuale boom dipende da questo, non solo dai generosi incentivi pubblici. Solarexpo - che negli ultimi quattro anni è decuplicata, di pari passo con il business fotovoltaico - alla sua nascita attirava soprattutto scarpe da ginnastica, ma oggi è popolata di businessmen in grisaglia, a caccia del sole che illumina di più, oltre che delle tecnologie migliori. Se la grid parity è un insieme di condizioni da raggiungere, su cui pesa il costo dell'impianto e il confronto con i prezzi delle fonti fossili, uno dei parametri fondamentali, infatti, è la quantità dell'irraggiamento solare: un parco fotovoltaico costruito in Germania, per quanto efficiente, non potrà mai reggere la competizione con lo stesso parco in Italia o in Spagna. E infatti qui la grid parity è già a portata di mano: "Lo scorso inverno, in Sicilia, il costo medio del megawattora ha raggiunto i 160 euro, anche a causa delle strozzature della rete, per cui siamo a un passo dai 200-220 euro del fotovoltaico e secondo le previsioni di alcune grandi banche internazionali la forbice si chiuderà in tempi brevi", fa notare Zingale. Da qui discende la calata dei big del solare in Italia. L'altro motore del business sono gli sviluppi tecnologici. I progressi del fotovoltaico seguono un andamento più lento, ma simile alla legge di Moore che governa il mondo della microelettronica: a parità di prezzo, la potenza raddoppia ogni otto anni. Mitsubishi Electric ha appena annunciato un nuovo record di efficienza nella conversione fotoelettrica delle sue celle in silicio policristallino: sono arrivate al 19,3% e puntano decise al 20%, un traguardo considerato impensabile una decina d'anni fa. Ma avanzano anche gli sviluppi del fotovoltaico di seconda generazione, quello su film sottile, che presenta una serie di vantaggi, fra cui la flessibilità del supporto e i costi ridotti. Non a caso gli ultimi impianti produttivi in costruzione in Italia e nel mondo si muovono soprattutto in questo ambito. Il gruppo Moncada ha inaugurato da poco in Sicilia, vicino ad Agrigento, uno stabilimento di pannelli a film sottile da 40 megawatt l'anno, il più grande in Italia e il terzo in Europa, per un investimento di 90 milioni di euro. Sempre in Sicilia, a Catania, verrà avviata una fabbrica ancora più grande, che a regime potrà sfornare 480 megawatt di pannelli a film sottile l'anno, grazie all'alleanza fra Enel Green Power, StMicroelectronics e Sharp, con un investimento complessivo di 770 milioni. Il gruppo senese Pramac, invece, è andato a costruire il suo stabilimento di moduli a film sottile in Svizzera, nel Canton Ticino, dove sforna dallo scorso autunno 30 megawatt di pannelli all'anno, con un investimento di 80 milioni. Anche il gruppo Marcegaglia sta investendo in questa tecnologia innovativa, con due fabbriche diverse: una a Taranto per produrre pellicola di silicio amorfo e un'altra in provincia di Varese che sfornerà celle al tellururo di cadmio con un processo sviluppato dalla controllata Arendi. C'è poi l'Eni, che ha investito 300 milioni in un progetto in collaborazione con il Mit per realizzare pannelli solari senza silicio. General Electric, addirittura, ha appena annunciato che tutti i suoi stabilimenti fotovoltaici saranno convertiti al film sottile. In prospettiva, la tecnologia a film sottile crescerà rapidamente e già nel 2012 è destinata a rappresentare il 35% del mercato. E' una nuova frontiera di cui a Verona si parlerà molto, sia al Solarexpo che nella fiera parallela Greenbuilding, grazie alla forte spinta che le nuove tecnologie stanno dando all'integrazione del fotovoltaico nell'architettura, molto interessante per un Paese come il nostro, patria dell'industria del design.

Il 2010 anno record per il fotovoltaico mondiale

Il 2010 sarà l’anno record del fotovoltaico, con un installato a livellomondiale di 13.600 megawatt (quasi il doppio rispetto al 2009), che farà lievitare la potenza cumulata a 35mila megawatt. E l'Italia non sarà da meno. "Nel 2010 la potenza installata potrebbe oltrepassare il raddoppio, arrivando a 2.500 megawatt, dai mille dell'inizio di quest'anno". La previsione è di Francesco Trezza, responsabile del Conto Energia per il Gestore dei Servizi Energetici, che erogando gli incentivi ha in ogni momento il polso della situazione. L'Italia, secondo Trezza, dimostra di aver "cambiato mentalità nei confronti del fotovoltaico". Tra gli elementi che hanno favorito lo sviluppo c'è la riduzione del costo degli impianti e dei componenti, incentivi adeguati e una certa collaborazione che si va facendo sempre più intensa fra università, centri di ricerca e imprese, per trasformare l'Italia da mera utilizzatrice a protagonista attiva del solare. L'importante ora è fare in modo che questo boom non diventi il canto del cigno, per uno dei pochi settori in crescita malgrado la crisi. Le tariffe incentivanti del Conto Energia - fra le più appetibili d'Europa, dopo il drastico taglio spagnolo - sono in via di esaurimento e il progetto del governo per ulteriori incentivi è pronto, ma attende da mesi di essere sottoposto alla conferenza Stato Regioni. Per di più, le recenti sentenze della Consulta che hanno dichiarato incostituzionali le leggi regionali con cui Puglia e Calabria facilitavano le autorizzazioni, potrebbero rallentare gli investimenti. La farraginosità dell'iter autorizzativo, infatti, comporta in alcune Regioni, come la Sicilia, anche cinque anni di attesa. E' naturale quindi che là dove le autorizzazioni erano più rapide ci sia stato un raddoppio secco delle installazioni di fotovoltaico nel 2009, mentre le altre Regioni rimanevano ferme, tanto che la Puglia ha superato la Lombardia con una crescita del 110 per cento. La stessa Consulta, del resto, lamenta nelle sue sentenze la mancanza delle linee guida nazionali sugli impianti fotovoltaici, attese dal 2003. E' da questo vuoto normativo che nasce la necessità, soprattutto per le Regioni più coinvolte nella corsa al solare, di sostituirsi al legislatore. Andrea Gemme, presidente dell'Associazione Energia dell'Anie, rileva che "l'industria fotovoltaica ha già pianificato per il solo 2010 oltre 2,5 miliardi di euro di investimenti, che porterebbero alla creazione di almeno 3mila nuovi posti di lavoro lungo tutta la filiera. Investimenti che potrebbero essere rallentati dal cambio forzato di rotta sulle autorizzazioni". Ma tra i grandi gruppi, in realtà, nessuno si tira indietro. Da Sorgenia a Marcegaglia, da Siemens a Maccaferri, da Ascopiave a Moncada e perfino l'Eni, con la controllata Eurosolare, fanno a gara per occupare i primi posti nella graduatoria degli investimenti nel fotovoltaico, sia sul fronte dei grandi parchi solari, sia sul piano della produzione di componenti. E anche gli istituti di credito danno una mano. UniCredit, oltre ai finanziamenti per gli impianti altrui, si muove anche in proprio: attraverso il fondo WealthCap (che lancerà in luglio un fondo dedicato esclusivamente al fotovoltaico) della filiale tedesca Hypo Vereinsbank, ha appena acquistato per 160 milioni di euro il colossale impianto di Lieberose, terzo al mondo per dimensioni, avviato alla fine dell'anno scorso su un'area di 162 ettari nella Germania orientale, dove fino al 1990 era in funzione un centro di addestramento dell'Armata Rossa. "Nulla di strano: proprio nel 2009 gli investimenti in energia pulita hanno superato per la prima volta quelli in fonti tradizionali", fa notare Alessandro Marangoni, docente della Bocconi e coordinatore del centro studi milanese Althesys, che ha messo a punto l'Irex, l'indice per monitorare l'andamento in Borsa delle società quotate che hanno come core business le fonti rinnovabili: Alerion, Actelios, Erg Renew, ErgyCapital, Greenvision, K.R.Energy, Kerself, Kinexia, TerniEnergia. Nella sua ricerca Energia Rinnovabile, Marangoni identifica la top ten delle aziende italiane più attive negli investimenti in fonti rinnovabili (non solo fotovoltaico, ma anche e soprattutto eolico): ai primi tre posti ci sono Enel, Moncada e il gruppo Marseglia. "La filiera del fotovoltaico, in ogni caso, è destinata a crescere", spiega Vittorio Chiesa, direttore dell'Energy Strategy Group del Politecnico di Milano e coordinatore del Solar Energy Report, che segue l'andamento delle imprese industriali impegnate nella produzione di componenti. Nel 2009 il loro giro d'affari è cresciuto del 28%, fino a 2,34 miliardi, mentre il Pil italiano s'inabissava del 5%. Anche gli operatori del settore aumentano: sono 700, +12% sul 2008. "I produttori italiani di celle e moduli nel 2009 hanno tenuto. Anzi, sono aumentate le esportazioni", osserva Chiesa. Le imprese italiane nel 2009 hanno prodotto circa 200 megawatt di moduli (su 500 megawatt installati complessivamente), destinati a crescere a 700 megawatt entro la fine di quest'anno, soprattutto grazie all'alleanza fra Enel Green Power, StM e Sharp, che hanno fatto nascere a Catania una fabbrica di moduli destinata a sfornare 480 megawatt di pannelli all'anno, vicino al livello dei colossi mondiali. Le tecnologie di prima generazione (costruite con silicio policristallino o monocristallino) raggiungono l'85% della potenza installata. Ma crescono gli impianti a film sottile: arriveranno al 34% del mercato globale entro il 2012, supportati dagli investimenti di Cina e Stati Uniti. "Il costo è inferiore perché richiedono meno materiale attivo e sono applicabili con maggiore facilità", rileva Chiesa. Riflettori puntati anche sul solare termodinamico: tra dieci anni raggiungerà nel mondo i 18,6 gigawatt. Crescono, dunque, le opportunità su tutti i fronti, per chi sarà capace di coglierle.

Piccolo è bello: scende in campo il nucleare tascabile

Piccolo è bello. Il nucleare 2.0 esce dai laboratori di ricerca e fa il primo botto in Borsa, con l'annuncio dell'alleanza fra Bill Gates e Toshiba per costruire il primo “reattore portatile”, partendo dalla tecnologia sviluppata da Nathan Myhrvold, l'ex capo tecnologico di Microsoft. Sull'onda della notizia, pubblicata dal quotidiano giapponese Nikkei, il titolo Toshiba ha chiuso con un balzo del 3,6% alla Borsa di Tokio, in controtendenza sul resto del listino. La partnership fra il miliardario filantropo e l'azienda giapponese, infatti, potrebbe essere decisiva per quel segmento dell'industria nucleare che sta tentando di miniaturizzare i reattori, tagliando i costi e rendendo sempre più trascurabile il problema delle scorie radioattive.

TerraPower, lo spin out atomico della galassia di Myhrvold, che fa capo a Bill Gates, ha in mente di utilizzare come combustibile nel suo Traveling Wave Reactor (Twr) proprio le pastiglie di uranio esaurito, senza necessità di ricaricarlo per decenni. In questo modo si estenderebbero di centinaia di anni le riserve di uranio a disposizione dell'umanità. Toshiba, da parte sua, è la più avanzata delle grandi società nucleari nella realizzazione di reattori compatti: il suo prototipo 4S (Super-Safe, Small, Simple), che può operare senza interruzione per 30 anni, punta a ottenere in autunno il via libera da parte delle autorità Usa per poter iniziare la costruzione del primo reattore nel 2014. I giapponesi contano di poter sfruttare circa l'80% delle tecnologie usate dal 4S anche per il Twr, mentre resta da risolvere il nodo del combustibile. Ma Toshiba e TerraPower non sono le uniche aziende a muoversi su questo terreno. Il piccolo reattore mPower della Babcock & Wilcox sarà probabilmente il primo a vedere la luce negli Stati Uniti, dove tre grandi utilities - Tennessee Valley Authority, First Energy e Oglethorpe Power - hanno firmato il mese scorso un accordo per la sua realizzazione e hanno già avviato le procedure per ottenere la certificazione dalla National Regulatory Commission. Il reattore ha una capacità di 125-140 megawatt, circa un decimo di quelli grandi. Ma il costo è in proporzione: 750 milioni di dollari (550 milioni di euro), contro i 5-10 miliardi di dollari di un reattore dai 1100 megawatt in su. Il piccolo mPower ha anche il vantaggio di dimezzare i tempi di costruzione e non ha bisogno della presenza di grandi masse d'acqua, per cui può essere installato anche nell'arido West. E' pensato per essere interrato e ricaricato ogni cinque anni: diminuisce ulteriormente il rischio di incidenti. E può essere utilizzato in forma modulare: una centrale prevista inizialmente per pochi reattori può aumentarne gradualmente il numero a seconda delle necessità. Infine può stoccare per l'intero arco del suo funzionamento, 60 anni, le scorie che produce. NuScale ha progettato un prototipo con una potenza ancora più ridotta, sui 45 megawatt, e sta per chiedere la certificazione. Hyperion, una start up che sfrutta un brevetto dei laboratori nucleari di Los Alamos, punta addirittura su un “reattore portatile” da 25 megawatt, da spostare con un pickup, che può dare energia a 20mila famiglie. E ha già firmato un accordo per esportarlo in Russia. E' chiaro che i mini-reattori approfitteranno dei 54 miliardi di dollari stanziati dal presidente Barack Obama per rimettere in moto l'industria nucleare americana. E presto ce li ritroveremo anche da questa parte dell'Atlantico.

I big del solare calano sul Belpaese

L'Italia è diventata l'Eldorado del solare in questi anni di super-incentivi e i big internazionali non se lo sono fatto dire due volte. Malgrado le incertezze normative, il Belpaese ha guadagnato un'altra posizione, passando al sesto posto nella classifica mondiale di Ernst & Young sui Paesi maggiormente attraenti per gli investimenti nelle fonti rinnovabili. In base all'ultima classifica, che abbiamo scalato dall'ottavo posto nel 2007 al settimo nel 2008 fino al sesto di oggi, l'Italia ha ottenuto infatti un indice complessivo pari a 60, contro il 70 degli Stati Uniti (primi classificati), il 67 della Cina, il 64 della Germania e il 61 dell’India. Non c'è da stupirsi, dunque, se i big mondiali del solare sbarcano in massa nel Belpaese. Il colosso tedesco E.on ha recentemente avviato le attività nel fotovoltaico in Francia e in Italia, dove ha messo in funzione lo scorso dicembre il suo primo parco in Sardegna, accanto alla centrale di Fiume Santo. "Il nostro obiettivo è di raggiungere 80 megawatt fotovoltaici entro l'anno prossimo, con progetti in varie regioni d'Italia", annuncia l'ad di E.on Italia Klaus Schaefer. Siemens scommette invece sul solare termodinamico a concentrazione, che in Italia sta diventando una filiera importante, con a capo l'avvenieristico stabilimento in costruzione in Umbria di Archimede Solar Energy, del gruppo Angelantoni, dove Siemens è entrata al 30%. La nuova fabbrica produrrà i tubi ricevitori per i sali fusi, su cui si concentra tutto il calore intensissimo generato dagli specchi ricurvi, di cui Archimede è l'unico produttore al mondo. SolarWorld, la più nota impresa del fotovoltaico in Germania - anche grazie all'esuberanza del suo principale azionista, Frank Asbeck, uno dei fondatori dei Verdi tedeschi - punta direttamente sul Vaticano: dopo aver donato alla Santa Sede un impianto che riscalda e illumina l'immensa aula dove il Papa, durante l'inverno, riceve ogni mercoledì migliaia di fedeli, ora è in pole position per il maxi impianto da 100 megwatt che il Vaticano intende realizzare a Santa Maria di Galeria. Ma sull'energia del sole non ci sono solo i tedeschi: il colosso russo Renova dell’imprenditore Viktor Vekselberg è entrato in Kerself con una quota del 15% attraverso la controllata Avelar Energy. "Consideriamo il fotovoltaico strategico e continueremo a crescere nel settore", ha annunciato recentemente l'ad di Avelar, Igor Akhmerov, ricordando che nel 2011 partirà la produzione dello stabilimento di moduli a film sottile da 120 megawatt l’anno che Renova sta realizzando nel polo tecnologico russo di Khimprom. SunTech, il gigante del fotovoltaico cinese, ha già al suo attivo parecchie grosse installazioni in Italia realizzate con i suoi moduli, fra cui l'impianto Statkraft di Aprilia da 3,3 megawatt, quello di Manifatture Sigaro Toscano a Lucca e un altro a Castel San Giovanni, e ne ha altri in pipeline. I norvegesi di Statkraft, primo gruppo europeo per la produzione di energia da fonti rinnovabili, sono sbarcati in sottotono, con un impianto da 3,3 megawatt a Latina, ma hanno già firmato un accordo con Solar Utility per l'acquisto di 8 impianti fotovoltaici in Puglia e progettano altri 40 megawatt entro fine anno. Sarà la spagnola Siliken a realizzare "chiavi in mano" il maxi-impianto fotovoltaico da 9,8 megawatt a Fiumicino per Fotowatio Renewable Ventures e Solesa Green Power. Sempre gli spagnoli di Fotowatio hanno appena annunciato la firma di un accordo da 125 milioni di euro con BP Solar per la costruzione in Italia di impianti per un totale di 37 megawatt. Anche canadesi e portoghesi stanno rafforzando la loro presenza in Italia: Canadian Solar ha annunciato un accordo per fornire già quest'anno 60 megawatt di moduli a Fire Energy Group per i mercati italiano, spagnolo e tedesco, mentre la portoghese Martifer Solar ha fatto sapere che realizzerà entro il terzo trimestre del 2010 altri due impianti nel Sud Italia da 4 e 2 megawatt. E sul fotovoltaico italiano punta anche il gruppo israeliano Gilatz, che ha firmato due lettere d'intenti per l'acquisto di 7 parchi solari per 25,8 milioni di euro, dopo i primi due già comprati all'inizio di quest'anno.