Dopo-Gheddafi: l'Eni riuscirà a mantenere la supremazia?

La major sono ai blocchi di partenza per riprendere gli affari con la Libia e l'Eni si porta avanti.

Paolo Scaroni ha ribadito, a margine della conferenza stampa del premier Silvio Berlusconi e del primo ministro del Comitato Nazionale Transitorio libico Mahmud Jibril, di non essere preoccupato per la supremazia dell'Eni come operatore estero in Libia a seguito del mutamento degli equilibri politici del Paese: "Sono tutti fatti contrattuali. Non è che uno si sveglia la mattina e cambia un operatore con un altro. Non c'è ragione di cambiare gli operatori che conoscono i campi, le persone, il sottosuolo. Non sono preoccupato".

La posta in gioco, per Scaroni e per l'Italia, è altissima: sotto il regime di Gheddafi, la Libia ci forniva il 23% del nostro fabbisogno di petrolio e oltre il 10% del gas. Ma Tripoli non esporta idrocarburi soltanto verso l'Italia: il 15% dell'export va in Francia, l'11% in Cina, il 10% in Spagna e un altro 10% in Germania. Quindi gli sbocchi alternativi non mancano al nuovo regime, che ha solo l'imbarazzo della scelta.

Garanzie per la validità dei contratti sottoscritti sotto il regime di Gheddafi sono arrivate nei giorni scorsi dal rappresentante dei ribelli per la ricostruzione, Ahmed Jehani. La speranza è che altre ne arrivino lunedì, quando l’Eni firmerà a Bengasi un’intesa per fornire benzina e gasolio al popolo libico in cambio di futuri pagamenti in petrolio. La compagnia guidata da Paolo Scaroni sta "lavorando attivamente per gli studi necessari per il ripristino dei campi petroliferi in Cirenaica e in particolare del campo di Sair".

Scaroni ha come priorità in Libia la ripresa delle forniture di gas, mentre per quelle di greggio si aspetta che la produzione riparta in 6-18 mesi. "Noi privilegiamo la ripartenza del gas. Mentre non esiste alcun problema di approvvigionamento per il petrolio, a me affrontare il prossimo inverno con una delle nostre fonti tradizionali di gas ferme non mi piace per niente", ha dichiarato Scaroni. "Abbiamo già detto che possiamo vivere senza le fonti di gas della Libia, che rappresenta il 10-12% del totale, ma gli altri fronti non ci danno totale tranquillità", ha spiegato. "Il nostro campo di Wafa è stato sempre in funzione, poi abbiamo due campi offshore. Il terreno più complicato è Melita da cui parte Greenstream che riemerge a Gela", ha sottolineato Scaroni.

La guerra delle dighe infuria in silenzio

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

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

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

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

E così la confusione è completa.

La Germania punta 3,4 miliardi sulla ricerca energetica

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

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

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

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

Via agli incentivi all'auto elettrica anche in Italia

Alla fine anche l'Italia si allinea agli altri Paesi europei: arrivano gli incentivi per le auto elettriche. E così, in sostanza, arrivano anche da noi le auto elettriche, perché l'auto elettrica è così cara che se mancano gli incentivi va completamente fuori mercato, quindi è inutile metterla in vendita. Ora però la situazione deovrebbe cambiare: con un bonus di 5.000 euro, le elettriche plug-in diventano competitive e il mercato può partire.
La norma dovrebbe diventare realtà in tempi rapidi, visto che è stata approvata in commissione congiunta Trasporti e Attività produttive e in modo bipartisan. Insomma, subito dopo le ferie estive gli incentivi saranno in pista. E da dove arriveranno i fondi? La copertura sarà ricavata da una tassa di un centesimo e mezzo di euro per ogni bottiglia di plastica venduta al pubblico, tanto che le assoiazioni di produttori di soft drink si sono già ribellate con una vibrata protesta. Ma le norme del testo base, di cui è relatrice Deborah Bergamini (Pdl), unificano due proposte di maggioranza e opposizione (di Lulli del Pd e di Agostino Ghiglia del Pdl), per cui non dovrebbero esserci grandi variazioni:

Il testo non si limita agli incentivi all’acquisto, ma disegna, su tutto il territorio nazionale, le reti di ricarica a servizio dei veicoli alimentati ad energia elettrica. L'Autorità per l'Energia ha dato il via libera alle agevolazioni previste per 5 progetti pilota, i quali prevedono la realizzazione di oltre 1000 stazioni di ricarica per veicoli elettrici distribuite sull'intero territorio nazionale. I progetti permetteranno di installare le colonnine in alcune città: Roma, Milano, Napoli, Bari, Catania, Genova, Bologna, Perugia, e in svariati comuni dell'Emilia Romagna e della Lombardia, oltre che presso diversi supermercati della grande distribuzione.

Il testo base adottato dalle commissioni Trasporti e Attività produttive della Camera andrà ad impattare su un'offerta ancora limitata. Al momento sono solo sei, infatti, le auto 100% elettriche in vendita in Italia: la Citroen C Zero, la Mitsubishi i-Miev, la Nissan Leaf, la Peugeot iOn, la Renault Kangoo ZE e la Smart electric drive. Dai primi mesi del 2012 la gamma si allargherà però con l'arrivo della Opel Ampera, della Chevrolet Volt - entrambe elettriche con "range extender" termico - e della Renault Fluence ZE.

Come prevede il testo delle commissioni, l'incentivo massimo di 5.000 euro sarà erogato per le auto acquistate appunto entro il 2012 e scenderà a 3.000 per il 2013. Nei prossimi mesi questo provvedimento dovrebbe dunque stimolare l'arrivo sul mercato di altre auto elettriche. Alcune di queste - come la Renault Zoe che sarà introdotta nel secondo semestre del 2012 - potrebbero essere acquistate a costi competitivi rispetto alle stesse vetture a propulsione tradizionale. Per la Zoe,che è una segmento B, si parla di un listino compreso tra 15.000 e 18.000 euro, che, grazie all'incentivo, scenderebbe a quello che è in pratica il prezzo di una versione turbodiesel di fascia media.

Ancora più interessante - se nel passaggio all'approvazione della legge non verranno introdotte modifiche restrittive - l'opportunità offerta da Renault con la piccola elettrica Twizy: il prezzo della versione Technic (omologata come quadriciclo pesante) è di 8.490 euro, a cui va aggiunto il noleggio obbligatorio delle batterie a 51 euro al mese. Ma con l'incentivo Twizy potrebbe scendere ad un livello di prezzo inferiore a 3.500 euro, un valore che rappresenterebbe davvero quella via accessibile alla mobilità elettrica che è nello spirito del provvedimento.

La chimica nostrana verso la plastica dalla canna dei fossi

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

Via libera a Porto Empedocle, dopo quattro anni di paralisi

Il rigassificatore di Porto Empedocle si farà: lo ha detto il Consiglio di Stato, ponendo fine a una disputa di campanile che bloccava il progetto da anni. Nell'occasione, ripropongo qui di seguito un mio pezzo pubblicato nell'ottobre 2007, da cui risulta evidente la paralisi delle infrastrutture italiane: in questi quattro anni, l'Enel ha chiuso i contratti sul gas egiziano, la rivoluzione ha rovesciato Hosni Mubarak, gli olandesi hanno costruito il rigassificatore più grande del mondo, ma a Porto Empedocle non si è mossa foglia. Ora, forse, dopo la consueta sequela di sentenze, questo investimento da 800 milioni avrà il via libera. Forse.

Prima Brindisi, poi Porto Empedocle. E' una decina d'anni che l'Enel vorrebbe un terminale di rigassificazione, per alimentare le esauste vene dei metanodotti italiani e soprattutto le sue centrali a gas. A Brindisi, dopo anni di blocco, ci ha rinunciato, lasciando British Gas a sbrigarsela da sola con il delirio nostrano di opposte sentenze. Ora Fulvio Conti punta sulla Sicilia e va a caccia di forniture di metano in tutto il Nord Africa, ma soprattutto in Egitto, balzato rapidamente al sesto posto nella classifica mondiale dei produttori di gas naturale liquefatto, con una capacità annua complessiva pari a 17,5 miliardi di metri cubi. Questo grazie a una serie continua di nuove scoperte nella zona del Delta del Nilo, che hanno eclissato i giacimenti petroliferi dell' area di Suez, ormai arrivati a una fase di maturità, con produzione in declino e riserve sostanzialmente stabili attorno ai 500 milioni di barili. Le riserve egiziane di gas, invece, sono raddoppiate negli ultimi cinque anni e la produzione è triplicata, con la costruzione di due impianti di liquefazione a Idku e Damietta, che hanno consentito di valorizzare i nuovi ritrovamenti rendendo il gas esportabile. «Gli egiziani sono stati molto bravi nella trasformazione e nella commercializzazione di queste risorse, molto più rapidi dei loro vicini», spiega Gianfilippo Mancini, l'uomo degli approvvigionamenti per il gigante italiano dell' elettricità, appena tornato dal Cairo. La crescita fulminea dipende dalla nuova apertura del regime di Mubarak, finalizzata ad attrarre la partecipazione di compagnie internazionali: le condizioni legali e finanziarie offerte a chi sviluppa progetti mirati all' esportazione di gas sono definite come le più vantaggiose in tutta l' area del Nord Africa e hanno fatto affluire investimenti esteri pari a 10 miliardi di dollari negli ultimi cinque anni. Così, dopo il raddoppio del terminale di Idku, adesso si prospetta un raddoppio di Damietta. È in questa prospettiva che s' inserisce la compagnia guidata da Fulvio Conti. Attingere alle riserve egiziane di metano andrebbe così ad aggiungersi alla fornitura di Gnl nigeriano già in atto, che per ora non può essere rigassificato in Italia per mancanza di terminali, ma viene dirottato sull' impianto Gaz de France di Montoir, in Bretagna, e riconsegnato all' Enel attraverso uno swap, con uno stranded cost di 150 milioni di euro l' anno. «Il contratto nigeriano è già in piedi dagli anni Novanta, quando avevamo in progetto un terminale a Brindisi e poi uno a Monfalcone, ma né l' uno né l' altro sono stati realizzati. Ora Porto Empedocle è alle battute finali del processo autorizzativo e quindi ci muoviamo per trovare il resto di gas che ci serve per alimentarlo», spiega Mancini. Con una capacità di rigassificazione da 8 miliardi di metri cubi l' anno, di cui 1,6 da lasciare liberi all' accesso di terzi e 3,5 già forniti dalla Nigeria, ne restano da trovare altri 3. Sono questi, nell' immediato, l' oggetto della trattativa con gli egiziani. Ma lo sbarco dell' Enel nell' upstream fa parte di una strategia di ben più vasta portata. Strategia incentrata soprattutto sulla Russia, primo player mondiale nella hit parade del gas, dove l' ex monopolista italiano quest' estate ha messo le mani sulle riserve di Yukos nella penisola siberiana di Yamal, messe all' asta dal Cremlino. «Le riserve di gas stimate in questa zona artica della Siberia ammontano a 5 miliardi di barili: al momento attuale ne controlliamo il 40%, il restante 60% è dell' Eni, ma nel giro di due anni entrerà Gazprom al 50%, noi scenderemo al 20 e l' Eni al 30%», precisa Mancini. Tradotto in pratica, si tratta comunque di 1 miliardo di barili equivalenti di petrolio. «Nessuna utility nostra concorrente - fa notare Mancini - possiede riserve di questa portata: neanche Gdf arriva al miliardo, Rwe e Centrica non superano i 500 milioni, EdF si ferma a 200. Solo Eon, con gli asset Ruhrgas in Russia, si muove in un ambito paragonabile. Ma noi vogliamo crescere ancora».

La bolletta energetica ci costa quanto la manovra nel 2011

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

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

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

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

Turbine aeronautiche per la nuova frontiera del gas

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

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

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

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

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

A Catania la rivoluzione del solare di seconda generazione

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

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

Auto elettrica: a Parigi con Pininfarina primo test di massa

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

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

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

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

Ortis: archiviato il nucleare, ci vuole la scossa

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

Come dire la quadratura del cerchio...

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

Vediamo nel dettaglio.

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

Parliamo di reti elettriche.

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

E le fonti rinnovabili?

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

Il carbone?

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

E il gas?

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

Gas e carbone in gara per riempire lo spazio atomico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Maxi-turbine da fantascienza per catturare il vento del mare

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

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

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

Per l'eolico italiano le pale restano ferme

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

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

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

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

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

La Cina è in pole position nell'energia del vento

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

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

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

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

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

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

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

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

Acqua pubblica o privata? Nell'idroelettrico siamo già oltre

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

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

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

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

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

Fonti rinnovabili sugli scudi dopo la scelta di Berlino

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

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

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

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

Solare italiano in ripresa, ma perderemo qualche pezzo

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

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

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