di Davide Canevari



Alessandro Clerici, chairman del gruppo di studio World Energy Resources and Technologies del WEC Internazionale lo aveva già scritto in precedenza sulle colonne di Nuova Energia: “Nel settore energetico l’Italia ha registrato negli ultimi decenni uno sviluppo a dir poco disordinato, spinto spesso da mode, ideologie, forti lobby, senza una visione globale, con la maggior parte degli operatori pronti a cavalcare la cresta dell’ultima onda”.

Dopo anni di promesse (e di silenzi), ora finalmente la SEN fa sperare di voltare pagina: l’attuale Governo dei tecnici ha avuto infatti il merito di fissare le 7 priorità per una strategia energetica nazionale.

Nella premessa si afferma chiaramente – ed è pienamente condivisibile – che per crescere è fondamentale aumentare la competitività delle imprese e del nostro sistema (…) per poter crescere in maniera sostenibile dal punto di vista economico ed ambientale. Nel testo è anche ricordato che lo sviluppo del settore energetico deve coincidere con l’interesse generale del Paese e non con quello di gruppi con uno specifico interesse, cosa che è sempre prevalsa negli ultimi anni. Un ottimo spunto e punto di partenza, dunque. Anche se, chiaramente, non mancano dubbi e criticità....



Ingegner Clerici, partiamo da qualche osservazione generale sul documento.
**decennali nel settore energetico, una strategia energetica dovrebbe avere un orizzonte temporale più lungo del 2020. Questa data dovrebbe rappresentare solo una prima tappa intermedia sulla quale verificare i trend. È vero che obiettivi al 2050 sarebbero difficilmente prevedibili e scarsamente attendibili, ma forse era preferibile un orizzonte temporale al 2030. Soprattutto se stiamo parlando – come dovremmo – di obiettivi industriali e infrastrutturali e della trasformazione del Paese Italia in una realtà sempre meno energy intensive. Una strategia energetica è infatti frutto di una strategia ambientale (che nel documento sembra abbastanza garibaldina e ambiziosa) e di una politica industriale e di infrastrutture.


Questo aspetto sembra essere solo sfumato.
** Certo non è chiaro per i possibili investitori. Non si accenna, ad esempio, ad eventuali rifocalizzazioni su investimenti in infrastrutture essenziali hardware e software. Pur riconoscendo l’importanza di agire in un libero mercato – e permettere quindi ad un investitore di produrre gelati anche al Polo Nord, se lo ritiene remunerativo – non può mancare un’indicazione delle strutture industriali e di servizi a tendere nel nostro Paese. L’attuale documento sembra più orientato a portare dati e previsioni, in gran parte condivisibili, piuttosto che fornire chiari indirizzi di un governo del Paese.

Facciamo un esempio concreto.
**Penso al focus sulla decarbonizzazione dell’economia italiana per seguire le direttive europee, che dovrebbe tenere maggior conto della realtà mondiale. Una riduzione del 20 per cento della CO2 da parte della UE risulta inferiore al 2 per cento delle emissioni mondiali previste al 2020. Forse sarebbe opportuno focalizzare maggiormente gli sforzi italiani su una politica internazionale, per arrivare ad accordi globali. Spesso i buoni esempi, da soli, raggiungono risultati opposti rispetto agli obiettivi..


Per non parlare solo con metafore?
**La ricollocazione di industrie energy intensive in nazioni che non penalizzano la CO2, e che a parità di prodotto finale hanno maggiori emissioni, non apporta certo un beneficio in termini globali.


All’efficienza energetica è stato assegnato un ruolo prioritario, e questo è certamente positivo.
**Vero. Tuttavia mi permetto di fare brevi annotazioni in base alla mia esperienza come coordinatore delle task force efficienza energetica di Confindustria.
Informazione, comunicazione e formazione sono forse i principali fattori abilitanti; questo richiede un chiaro piano di azioni atte anche a valorizzare i contributi di enti, associazioni culturali e scientifiche, Università, eccetera, in una visione coordinata e coerente di comunicazione credibile. Per questo occorre mettere in conto, oltre alle intenzioni, gli investimenti in comunicazione...
E poi, vanno bene standard e normative, occorre però che i bandi di gara, partendo dagli enti pubblici, escano con valorizzazione non solo della componente investimento iniziale (CAPEX) ma anche dei costi di esercizio (OPEX) per scegliere la miglior soluzione.
Inoltre, occorrerebbe meglio evidenziare indirizzi e agevolazioni per quei settori che presentano il più efficiente rapporto benefici/costi (e tra questi non ricadono certo gli interventi di cappotti termici sull’edilizia esistente). Dove sono diretti i 15 miliardi di euro previsti in sussidi per dare segnali agli investitori?
Occorre valorizzare ogni goccia e considerare non solo il lato “consumo” ma anche ad esempio l’efficienza delle centrali elettriche e dei loro ausiliari. Infine, bisogna favorire una politica di aggregazione di piccoli interventi per renderli possibili tramite il raggiungimento di una massa critica decente.


E per quanto riguarda il discorso sulla sicurezza degli approvvigionamenti?
**Questo aspetto merita un approccio in senso più ampio; una Nazione che avesse la sicurezza degli approvvigionamenti energetici, ma a costi troppo elevati, sarebbe sicura energeticamente ma vulnerabile per la sua competitività sui mercati, che sono globali.


Ma ridurre le importazioni di idrocarburi non sarebbe un vantaggio per tutti?
**Dipende dal tipo di bilanci da considerare. Da una parte si punta a ridurre le importazioni di MTEP tagliando costi pari a 14 miliardi. Dall’altra ci sono gli operatori del mercato elettrico, che hanno fatto investimenti di durate più che decennali nei cicli combinati, che sarebbero ulteriormente meno utilizzati rispetto ad oggi; la finanza statale, che perderebbe accise, IVA, tasse sui combustibili; i clienti finali, che vedranno aumentare per 20 anni le bollette. In aggiunta, occorrerebbe verificare l’effettivo vantaggio di portare in attivo sul fronte energetico la bilancia dei pagamenti. Il modo in cui tutte queste voci possono essere conciliate e contribuire al bilancio globale del Sistema Italia… non è specificato nella SEN.


Veniamo ad alcune osservazioni puntuali sui numeri...
**Come prima cosa mi chiedo come sarà possibile ridurre i costi dell’energia agli utenti finali. I 3,5 miliardi di euro/ anno di incentivi addizionali previsti nel settore elettrico (ulteriori 70 miliardi in 20 anni, rispetto ai 170 già impegnati) aumenterebbero del 40 per cento il peso sulla componente A3 degli incentivi che vanno in bolletta (ipotesi che sembra alla base del documento). Ad una suddivisione della A3 come è attualmente, un cliente industriale in bassa tensione vedrebbe passare da circa 50 euro/MWh a circa 70 euro/MWh il balzello delle rinnovabili. Per un cliente in media tensione i 40 euro/MWh attuali passerebbero rispeta 56 su una bolletta base di circa 100-120 euro/MWh decurtata da tasse e A3. Tali oneri si mangerebbero la possibile riduzione prevista nel documento dell’attuale prezzo del gas di 5,7 euro/MWh.
Un’altra osservazione è relativa al fatto di dover qualificare chiaramente cosa si intende per grid parity e cosa si mette sul piatto dei costi e dei benefici, anche se tali valutazioni dovranno seguire direttive europee e accordi internazionali. Le rinnovabili volatili hanno, in aggiunta ai costi degli incentivi, altri costi addizionali al funzionamento del sistema elettrico, non certo trascurabili: capacità di riserva pronta, costi di bilanciamento, costi di flessibilizzazione di centrali convenzionali. E questo va sul piatto dei costi… Occorre però correttamente, sul piatto dei benefici, mettere quanto si valuta la sicurezza degli approvvigionamenti, il risparmio di CO2, i vantaggi per la bilancia dei pagamenti. Senza tali “numeri” addizionali, quali input strategici diamo all’industria per investire su determinati filoni tecnologici?


E per quanto riguarda lo sviluppo sostenibile delle rinnovabili?
**Con un previsto superamento degli obiettivi europei del 20-20-20, il documento si propone di arrivare a un 36-38 per cento di elettricità da FER nel 2020, producendo ulteriori 54 TWh a scapito dei cicli combinati che lavorano già meno di 3.000 ore l’anno, e a scapito delle importazioni di elettricità. Varrebbe la pena ricordare che la vera bolletta energetica per gli Italiani non ammonta a 62 miliardi di euro per energia importata ma agli oltre 150 miliardi relativi a quanto esce dalle loro tasche per elettricità, gas, trasporto (benzina). Se si vuole fare acquisire competitività e potere di acquisto, occorre agire su tale enorme differenziale che continua a crescere a danno della competitività del Paese.


E l’Italia come hub del gas?
**Non c’è qui il modo e lo spazio per addentrarsi in un tema molto complesso. Dico solo che, in assenza di forti accordi politici e commerciali di lungo termine (ma sono possibili?) con chi ci immette gas (Nord Africa) e chi lo dovrebbe ricevere (a Nord delle Alpi), è molto forte il rischio di investimenti in infrastrutture che potrebbero risultare scarsamente utilizzate.


Allarghiamo lo sguardo oltre il Bel Paese, su scala planetaria. Dobbiamo davvero abituarci ad un imminente futuro senza fonti fossili?
**Non direi. Le indicazioni preliminari del gruppo di studio World Energy Resources and Technologies del WEC hanno confermato che non esiste a medio termine un serio problema relativo alle risorse fossili. La criticità risulta dalla loro distribuzione geografica, non omogenea rispetto ai consumi, e dal come vengono bruciate. Sono stati in particolare confermati i favorevoli rapporti tra riserve e produzione attuali (R/P): circa 40 anni per il petrolio, 60 per il gas, 160 per il carbone.


Almeno per petrolio e gas non è un orizzonte temporale tanto remoto...
**È vero, ma non abbiamo ancora chiamato in causa le risorse non convenzionali che sono disponibili in quantità enormi e possono portare i rapporti R/P sopra menzionati a centinaia di anni sia per il petrolio, sia per il gas.


Certo non mancano le criticità...
**Vero anche questo. Il bitume (con il 70 per cento delle riserve globali stimate presenti in Canada) e gli oli extra pesanti (il Venezuela detiene oltre il 90 per cento delle riserve) hanno alta viscosità e contengono prodotti addizionali indesiderati rispetto al petrolio convenzionale. Presentano quindi costi superiori per estrazione, trasporto e raffinazione. L’oil shale da rocce sedimentarie è stimato attorno ai 5.000 miliardi di barili (la produzione attuale di petrolio è di circa 80 milioni di barili/ giorno) ed è particolarmente disponibile negli Stati Uniti, Brasile, Russia, Estonia, Cina, Giordania e Marocco; anche per l’oil shale, tuttavia, i costi di estrazione sono abbastanza elevati e per queste ragioni il petrolio non convenzionale è ad oggi scarsamente utilizzato.
Con prezzi del petrolio stabili e al di sopra di circa 100 dollari/barile, tali prodotti possono tuttavia diventare competitivi. D’altra parte anche per i nuovi giacimenti petroliferi o di gas i costi (e l’energia impiegata per l’estrazione del combustibile) sono in continuo aumento, a causa – ad esempio – della maggiore profondità o della localizzazione offshore.


E poi c’è il capitolo dello shale gas, che sembra molto più concreto.
**Lo shale gas ha già rivoluzionato e sta rivoluzionando i mercati del gas, con particolare riferimento agli Stati Uniti che si sono resi indipendenti dalle importazioni e hanno in programma di iniziare dal 2015–2016 le esportazioni, tramite impianti di liquefazione. Questa rivoluzione in atto ha già ridotto il prezzo del gas al di sotto di 4 dollari per MBTU (meno di un terzo del prezzo in Europa e circa un quinto del prezzo in Giappone), ha spinto l’uso del gas in sostituzione del carbone nella produzione di elettricità, ha praticamente ucciso il nucleare, ha stimolato il ritorno di un’industria chimica e di engineering and contractor companies per lo sviluppo degli impianti di liquefazione, ha avviato interessanti trattative commerciali legate all’export del gas, in particolare con la Corea del Sud e il Giappone. Occorre notare che, risultando molto remunerativo l’associated oil legato all’estrazione dello shale gas, il prezzo dello shale gas è di fatto marginale rispetto ai profitti da petrolio e può quindi essere giocato per acquisire quote mercato, ad esempio rispetto al carbone, nella produzione di energia elettrica.


Sembra che, tuttavia, l’euforia non abbia attraversato l’Oceano...
**Rispetto agli Stati Uniti la posizione europea è decisamente più dubbiosa in merito alla futura importanza dello shale gas nel panorama energetico comunitario. La Francia (che detiene il 30 per cento delle riserve europee di shale gas) ha bloccato le concessioni per motivi ecologici e lo stesso sta facendo la Bulgaria. L’Ungheria ha avuto scarsi risultati e non sono ancora chiari i ritorni delle concessioni in Polonia. Certamente, risulterà fondamentale una regolazione europea condivisa per facilitare l’eventuale estrazione dello shale gas.


E nel resto del mondo?
**I rappresentanti dell’America Latina presenti all’ultima assemblea generale del WEC hanno evidenziato l’importanza dello shale gas specie per Argentina, Brasile e Messico, che hanno oltre l’80 per cento delle riserve del continente. In particolare il Messico, dati i previsti sviluppi dello shale gas, ha congelato il piano nucleare. Per l’Africa, la Tunisia si sta facendo paladina della formazione di un tavolo attorno al quale discutere il problema sia tra le nazioni che hanno un buon potenziale per questa risorsa (Marocco, Algeria, Mozambico, eccetera) sia tra quelle che potrebbero essere potenziali acquirenti.


Altro tema caldo, quello delle rinnovabili.
**Partiamo dalla situazione consolidata al 2011 per quanto riguarda la produzione di energia elettrica. Due sole nazioni – Cina e Stati Uniti – producono oltre 8.500 TWh l’anno, il 40 per cento del totale mondiale, con grande prevalenza (specie in Cina, vicina all’80 per cento) del carbone. Il contributo in energia elettrica assicurato da solare ed eolico è attualmente pari a circa il 2,3 per cento. Il peso globale delle rinnovabili – grazie in particolare all’apporto consolidato dell’idroelettrico – negli ultimi dieci anni è salito dal 18,2 al 20 per cento.

E in proiezione futura?
**A livello globale, pure con differenziazioni tra Paese e Paese, al 2030 si ritiene difficile raggiungere il 30 per cento, con l’idroelettrico sempre in posizione preponderante, seguito da eolico e biomasse. Il Canada, ad esempio, sta facendo investimenti in nove centrali idroelettriche per oltre 10.000 MW da esportare verso gli Stati Uniti. Lo sviluppo del grande potenziale in Africa (Repubblica Democratica del Congo, Camerun, Etiopia) resta in discussione per i problemi politici locali che pongono una seria barriera ai possibili finanziamenti. Se questi ostacoli saranno superati, le prospettive sono di notevole entità. L’attenzione, in particolare, si concentra sulla partenza graduale della centrale di Inga, nella Repubblica Democratica del Congo. Con i suoi 40.000 MW a basso costo, darebbe energia verde e a buon mercato all’Africa Centrale e del Sud.


Al nucleare si è già fatto cenno. È questa, probabilmente la fonte che più di ogni altra ha visto cambiare le prospettive di sviluppo che fino a poco tempo fa parevano consolidate.
**A un anno e mezzo di distanza da Fukushima, sembra abbastanza chiara una tendenza più negativa rispetto a quella che si era prospettata subito dopo o anche solo a marzo di quest’anno. Dalle poche esternazioni ufficiali (Giappone e Sud Corea) raccolte durante l’ultima assemblea del WEC e dai colloqui personali che ho avuto con vari esperti del settore, si deduce come fondamentalmente i partiti all’opposizione (ad esempio, in Giappone, Sud Corea, Lituania) mettano in testa ai loro programmi l’uscita dal nucleare, giocando in vista di elezioni sull’emotività della popolazione.


Il caso del Sol Levante sembra essere emblematico…
**Infatti, in Giappone, a giugno 2012 non era in servizio nessun reattore dei 54 potenziali rimasti; e a fine novembre erano solo 2 quelli in funzione, con chiare opposizioni locali a rimettere in servizio quelli che nel frattempo avevano superato gli stress test.
Negli ultimi 12 mesi il Giappone ha dovuto rimpiazzare circa 300 TWh da nucleare (che rappresentavano nella produzione di elettricità il 30 per cento di share, con piani di sviluppo per arrivare al 50 per cento) con gas, petrolio e carbone, utilizzando anche vecchie centrali poco efficienti. Questo ha causato maggiori importazioni di combustibili rispetto all’era nucleare pre-Fukushima per circa 40 miliardi di dollari l’anno, senza contare le maggiori emissioni di CO2. Tale situazione ha spinto il Giappone ad “uscire” dal protocollo di Kyoto.
Anche nelle scorse settimane si è assistito ad una specie di gara tra opposizione e partito al governo con dichiarazioni (e successive smentite) in merito all’uscita dal nucleare; e proprio questo tema sarà campo di battaglia per le imminenti elezioni.


Solo politica o anche una questione economica?
**È stato effettuato uno studio, partendo da due presupposti principali: addebitare al nucleare, ogni 20 anni, costi per danni equivalenti a quelli valutati per Fukushima (circa 120 miliardi di dollari) e penalizzare la CO2 con 25 dollari/ tonnellata. Ebbene, è emerso che il costo di produzione del kWh per il nucleare resta pur sempre inferiore rispetto a quello da carbone e gas.


Giappone a parte?
**Per quanto riguarda la Corea del Sud, il Presidente della KEPCO ha effettuato una interessante presentazione, sottolineando come le reazioni contro il nucleare sollevate dai partiti di opposizione stiano effettivamente creando effetti negativi in termini di costo del kWh e di emissioni.
In Cina, che aveva in programma 300 GW nucleari in servizio nel 2030, vi è stato un rallentamento causato dalla nuova strategia; i reattori che dovranno entrare in esercizio saranno solo di terza generazione (più sicuri di quelli di seconda, per i quali erano previsti a medio termine 52 impianti). Le nuove centrali nucleari saranno posizionate solo sulla costa e non più anche all’interno del Paese, lungo i fiumi. Occorrerà per altro verificare gli orientamenti del nuovo governo e il riesame delle future espansioni nella generazione, dovuto ad incrementi di carico inferiori alla previsioni passate.
L’India, che proclama da tempo un grande piano nucleare con 60.000 MW al 2030 con parchi da 10.000 MW ciascuno, si trova in fase di stallo a causa del ribaltamento di tutte le liability sui fornitori, che non vogliono sobbarcarsi tali rischi.
Negli Stati Uniti, con il prezzo del gas già citato in precedenza nessuno parla più di merchant plant nucleari e i 4 reattori in costruzione (AP 1000 di Toshiba W) si trovano in Georgia e North Carolina, due Stati dove non c’è un mercato elettrico ma una “regolazione” che ribalta sui clienti i costi di nuove centrali, fin dall’inizio della loro costruzione.


Non diversa sembra essere la posizione del Vecchio Continente.
**In Europa erano due i Paesi per i quali ci si aspettava l’evoluzione di merchant plant. In Finlandia E.ON è uscita dal raggruppamento per l’approvata centrale di Fennovoima, dove deteneva il 34 per cento e dove ora si pone un concreto problema di finanziamento. Nel Regno Unito il governo ha confermato uno sviluppo del nucleare “legato a nuove normative”. E.ON ed RWE sono però uscite dal raggruppamento Horizon dove è subentrata Hitachi, che si propone di realizzare 4 reattori tipo ABWR come quelli già in funzione in Giappone su tecnologia GE. Occorreranno però 5 anni prima di ottenere la “licenza” per Hitachi. EdF/Areva mantengono formalmente la loro posizione, ovvero investire in 4 reattori sui siti già in loro possesso.
Rimanendo in EU, in Lituania il partito che era prima all’opposizione ha deciso di sospendere la realizzazione prevista di una centrale nucleare in collaborazione con Estonia e Lettonia, centrale che era in discussione con il consorzio Hitachi–GE. Nella Repubblica Ceca la gara per la realizzazione di 2 unità a Temelin con 9 anni di combustibile sta subendo ritardi a causa della squalifica di Areva, la quale sta facendo ricorsi sia in sede locale, sia presso la Commissione europea.


Insomma, sembra essere un fuggi fuggi generale...
**Non proprio così. Allo scenario di cui sopra, ad esempio, si contrappone quello di Arabia Saudita (previsti 20 reattori in servizio dal 2018 in poi), Emirati Arabi (con 4 reattori aggiudicati alla Corea del Sud) e Russia. Anche la Turchia prosegue con il suo approccio di centrali tipo BOO (Build Operate and Own – realizzate e gestite da operatori) con la prima centrale con 4 reattori in fase di realizzazione da parte dei russi.


Il disimpegno così marcato da una fonte che è comunque a emissioni zero basterà per rilanciare le quotazioni della CCS? Sì e no. Per quanto riguarda la Carbon Capture and Storage la posizione degli Stati Uniti, in particolare con il DOE, resta fiduciosa e orientata a un grande sviluppo. Tale posizione è stata accusata di faciloneria da vari operatori europei (vedi Germania), tenendo anche in conto gli impatti ambientali per il trasporto e lo stoccaggio. La Cina condiziona il possibile sviluppo della CCS solo ad una questione economica. Dalle risposte che emergono dai Comitati Nazionali del WEC, proprio il futuro della CCS a livello globale risulta tra i fattori più “incerti” e con un possibile impatto sull’energia globale che va sempre più in là nel tempo.