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Villa: “La sostenibilità passa per la fattibilità” Stampa E-mail

Villa: “La sostenibilità passa per la fattibilità”

di Massimo Ventura



L’ENERGIA ELETTRICA HA UN RUOLO SEMPRE PIÙ IMPORTANTE, IN UN CONTESTO CHE METTE AL CENTRO LA SOSTENIBILITÀ, E L’ELETTRIFICAZIONE INVESTE SEMPRE PIÙ AMBITI – DATA CENTER, SETTORI ENERGIVORI, TRASPORTI... – E NECESSITA DI INFRASTRUTTURE ANCORA PIÙ AFFIDABILI

La strada per raggiungere l’obiettivo europeo dell’azzeramento delle emissioni nette è come quella che porta alla scalata del Col du Tourmalet: molto affascinante ma per nulla facile. Una sfida che non ammette piazzamenti ma solo volate vittoriose e dove l’elettricità giocherà un ruolo da protagonista, tanto che nel 2050 si stima rappresenterà il 50 per cento del consumo energetico globale. Uno scenario che, con l’aumentare della quota di rinnovabili, richiede maggiori investimenti nelle infrastrutture, reti più affidabili e sicure; dove sarà quindi fondamentale il ruolo della digitalizzazione e delle nuove tecnologie. Flavio Villa, Country Managing Director Italy di Hitachi ABB Power Grids, ci ha accompagnato in ricognizione su questo percorso, illustrando a Nuova Energia quali sono le tecnologie che già oggi possono aiutare il sistema elettrico – e non solo – a vincere la sfida climatica.

Facciamo un passo indietro. Un anno fa veniva annunciata l’acquisizione di ABB Power Grids da parte di Hitachi. Come si è sviluppato il progetto in questo periodo?
Questo è stato più che altro un anno di consolidamento, piuttosto che di trasformazione, perché in realtà la struttura è stata costruita tra il 2019 e il 2020. Dal day one ufficiale si è voluto proseguire nell’integrazione soft, senza cambi radicali o strutturali. Posso anzi dire che c’è stata una grandissima continuità, forse rara in questo tipo di operazioni.

Come è stato l’approccio con il mercato italiano?
L’acquisizione della divisione Power Grids ha colmato un tassello mancante, un business in gran parte

Un anno di consolidamento ma anche un anno di pandemia...
In pratica siamo nati con la pandemia. Posso però dire che questa difficile situazione ha influito relativamente nel processo. Tranne che per i primissimi giorni della pandemia abbiamo potuto, in condizioni di sicurezza, mantenere le fabbriche sostanzialmente operative grazie all’immediata implementazione di diverse misure di prevenzione, molte delle quali sono state successivamente rese obbligatorie nel nostro Paese. Essendo stati i primi colpiti in Europa la fase iniziale è stata molto complessa. Tra l’altro le nostre due principali unità produttive sono a Lodi e Monselice, due territori all’inizio tra i più colpiti. Però è motivo di soddisfazione il fatto che la nostra esperienza con relative misure e procedure sia stata presa a riferimento dalle unità Power Grids negli altri Paesi raggiunti successivamente dalla pandemia.

Remote working, l’esperienza di quest’ultimo anno diventerà la normalità?
La policy per aziende come la nostra era già abbastanza flessibile, ma con la pandemia abbiamo obbligatoriamente sperimentato soluzioni che sembravano impensabili. Molti dei dubbi che esistevano quando si ipotizzava uno smart work esteso, prima di tutto dal punto di vista degli strumenti e poi organizzativo, sono stati superati dall’esperienza. Bisogna dire che l’infrastruttura ha retto molto bene. È stato un esperimento di eccezionale rilievo, che ha accelerato il ripensamento dello smartworking, partito a settembre scorso con un un sondaggio interno tra tutti gli impiegati e i manager. I risultati sono stati molto interessanti; è emerso tra l’altro che, per la grande maggioranza, il giusto equilibrio era una presenza media in ufficio 2-3 giorni la settimana. Ci sono aspetti positivi, più evidenti, ma ne esistono anche di critici; banalmente, condivide re gli spazi fisici in casa con i famigliari può non essere semplice. Credo che, in generale, da questo periodo si sia tratto insegnamento uscendone con un “new norm” che facilita il bilanciamento tra vita professionale e privata.

Come hanno inciso le limitazioni dettate dall’emergenza sanitaria nel rapporto con i clienti?
Noi lavoriamo con medie e grandi aziende. Quasi tutti, le utilitiy in particolare, sono passati alla modalità da remoto ma mi ha sorpreso il livello di tenuta del sistema pur con alcuni rallentamenti. La principale difficoltà è stata l’impossibilità di incontrarsi di persona che a volte è importante. Ad oggi, alcune realtà non hanno ancora richiamato i dipendenti in ufficio. Va detto poi che gli investimenti dei nostri clienti sono principalmente infrastrutturali, con tempi di pianificazione e realizzazione che si contano in anni. La pandemia ha quindi rallentato l’avanzamento ma concettualmen te tutto quello che era stato pianificato non ha subito grandi variazioni.

Cambiamo orizzonte e guardiamo ai prossimi 6-12 mesi. Come li vede?
Dal punto di vista generale gli investimenti di tutte le utility europee stanno crescendo , dopo anni in cui, finita la costruzione dell’infrastruttura, abbiamo assistito a una fase di interventi di mantenimento o miglioramento. Oggi, con la rivoluzione energetica conseguente agli obiettivi di decarbonizzazione, sia il sistema di generazione sia quello di trasmissione e distribuzione si stanno trasformando Se aggiungiamo l’impatto che la mobilità elettrica avrà sulle reti, direi che dal punto di vista del mercato le prospettive sono molto interessanti, soprattutto nel medio periodo (nei prossimi 5-10 anni). Per l’Italia ci aspettiamo uno slancio positivo con il Recovery Plan, con tutto quello che porterà, a partire dalla sostenibilità ambientale che ha subito un’accelerazione formidabile. Ma la differenza la farà soprattutto la capacità di realizzazione e quindi la semplificazione dei processi. Si possono avere a disposizione tanti fondi, ma se il sistema autorizzativo richiede anni resta complicato vedere dei risultati pratici.

Com’è la situazione lato regolatorio, invece?
Il regolatore è chiamato ad agire per adeguare il sistema alle esigenze del Paese. La prima grande differenza è data da come si svilupperà di fatto il parco di generazione; tutto il resto è molto legato a questo punto. Tanto più evolve positivamente con l’aggiunta di capacità da fonti rinnovabili più o meno rapidamente , tanto maggiore sarà l’urgenza di investire ad esempio nella rete di trasmissione o in sistemi di compensazione e accumulo. È necessario decidere presto su quali soluzioni puntare (impianti grandi, piccoli o piccolissimi, autoproduzione/consumo, altro); certamente dai nuovi obiettivi europei che abbiamo fatto nostri come Paese, consegue la necessità di nuova capacità installata da fonti rinnovabili enorme (5-7 GW/anno per diversi anni, come riferimento si consideri che negli ultimi anni siamo rimasti ben sotto 1 GW/anno). È evidente che serve un approccio profondamente diverso che richiede decisioni prima di tutto politiche.

L’infrastruttura dovrà modificarsi in vista degli obiettivi di decarbonizzazione. Cosa pensa delle comunità energetiche rinnovabili e degli autoconsumi collettivi?
L’ossatura attuale, quindi le reti di trasmissione e distribuzione sono e rimarranno centrali, e non credo ci siano dei dubbi sulla necessità di fare investimenti legati alla rete. Visti gli obiettivi ed i tempi estremamente sfidanti credo serva qualsiasi contributo ma anche qui dipende innanzitutto da scelte di lungo periodo della politica che passano da valutazioni di fattibilità tecnica e sostenibilità ambientale ed economica.

Anche a proposito di Pnrr si parla – ancora – di semplificazione. Sarà la volta buona?
Per chiunque operi in questo settore la burocrazia, intesa come processi autorizzativi, è il maggior ostacolo che allontana gli investimenti. Basta guardare le ultime aste per gli incentivi; non è un problema di prezzo, anche se sicuramente gli incentivi italiani non sono altissimi, ma la mancanza di certezza nei tempi di realizzazione. Questo farà la differenza in termini di impatto sull’economia italiana: se le misure di semplificazione arrivano e sono efficaci ci sarà una curva di salita dell’attività economica molto ripida, quindi una ripresa veloce. Se invece continueremo ad aver bisogno di 7 anni per autorizzare un parco eolico o una linea non vedo molti miglioramenti.

Un tema, questo, strettamente connesso con la riforma della giustizia, dal momento che i nostri tribunali amministrativi sono frequentemente interpellati.
Investe vari aspetti, tra cui questo. L’ideale sarebbe disegnare procedure chiare che portino a pochi contenziosi; oggi i processi autorizzativi richiedono il coinvolgimento anche di 20-30 attori, la conseguenza è semplice da intuire. Questo è il primo passo; l’altro è la gestione del contenzioso. Perché è normale che esista ma serve, anche in questo caso certezza e ragionevolezza dei tempi. È anche un discorso culturale. Ormai tutti siamo consapevoli delle necessità di ridurre le emissioni. Questo però significa la realizzazione di opere che necessariamente hanno un qualche impatto il che richiede uno sforzo nello spiegare ai territori che cosa esse significano realmente, quali sono i benefici e come si compensano eventuali svantaggi dati dalla loro presenza. Perché molti dei freni alla realizzazione di opere – anche per fonti rinnovabili – viene da una carenza di informazione o da una cattiva gestione della stessa. Questo è il tema che può fare la differenza nello sviluppo del settore nei prossimi mesi e anni.

Forse manca anche una informazione leale e onesta...
Direi piuttosto che bisogna spiegare molto bene e fin dall’inizio i pro e i contro delle diverse soluzioni tecniche, perché nessuna è perfetta ed esente da problemi. Il quadro delle alternative praticabili è abbastanza chiaro e tra queste si può scegliere cosa spingere. Certo, non fare nulla significa continuare a produrre emissioni come fatto finora. Servirebbe una discussione distaccata e sul merito ma anche una maggiore consapevolezza da parte dei cittadini e una visione almeno di Sistema Paese. Purtroppo ho constatato che rispetto ad altri Paesi europei da noi c’è molta meno consapevolezza su questi temi, ed è un passo che sarà necessario fare.

Come Hitachi siete uno dei principal partner per la mobilità della COP26 di Glasgow.
Si, una presenza importante e molto significativa. Focalizzandosi su due grossi capitoli abbiamo da un lato il ferroviario, con tutto quello che c’è associato, come ad esempio lo sviluppo di soluzioni per eliminare i treni alimentati a diesel, che sono ancora una flotta significativa. E qui si sta andando verso soluzioni a batteria oppure a idrogeno. Dall’altra l’elettrificazione del trasporto pubblico su gomma, quindi bus elettrici. Come Hitachi abbiamo in portafoglio la tecnologia flash charge e diverse soluzioni per la ricarica nei depositi, perchè ricaricare ogni giorno la flotta di bus di una grande città richiede soluzioni che minimizzino tempi, spazi ma anche l’impatto sulla rete elettrica. Senza dimenticare, ovviamente, tutto ciò che riguarda la digitalizzazione che ha un enorme potenziale per ridurre i costi di gestione.

I target che l’Italia si è data al 2030 implicano 5-7 GW di rinnovabili ogni anno.
Per avere questa potenza installata ogni anno sono necessari non solo grandi disponibilità finanziarie, ma anche processi autorizzativi rapidi e una forte capacità industriale. Questo rischia di essere il problema perché quando l’onda è globale o quantomeno continentale, c’è concorrenza per ottenere le risorse necessarie a finanziare la realizzazione degli impianti. Il Paese è attraente se ha tempi certi e ritorni ragionevoli; per questo la linearità dell’iter autorizzativo è fondamentale. Se il boom del solare italiano è stato realizzato anche attraverso molti investimenti privati relativamente contenuti su impianti da qualche megawatt, ora tempi e obiettivi impongono una consistente quota di grandi impianti e relativo proporzionale capitale. Quindi, o il sistema funziona oppure questi investimenti non si faranno. Osservando i dati del nuovo installato degli ultimi anni per fonti rinnovabili, senza distinguere tra eolico e solare, possiamo dire di aver perso almeno tre anni.

In questo senso, un segmento ancora agli albori ma che sembra promettente è l’eolico flottante offshore.
Si tratta di installazioni ubicate a notevole distanza dalla costa e che richiedono quindi un processo autorizzativo diverso. Rimane comunque centrale il problema dei tempi autorizzativi, perché questo tipo d’impianti richiede notevoli competenze e investimenti. Vi è poi una difficoltà tecnica, perché non è certo banale costruire degli oggetti alti oltre 100 metri che devono funzionare flottando su una piattaforma ancorata al fondale. E più sono distanti dalla costa, maggiori sono i costi e maggiori le dispersioni. E’ una tecnologia che sta arrivando alla sua fattibilità ma ancora bisogna sperimentare sul campo la piena sostenibilità tecnico-commerciale.

Può rappresentare un nuovo slancio per le rinnovabili in Italia?
Sì. Inoltre, questo tipo di soluzione rappresenta un potenziale aggiuntivo per il nostro Paese perché permette di sfruttare le condizioni di vento a chilometri dalla costa. Contrariamente ai mari del Nord Europa finora questo non è stato possibile a causa della profondità dei nostri fondali in particolare al largo di Sardegna, Sicilia ed in alcuni punti dell’Adriatico. Attualmente abbiamo un esempio da 2 GW al largo di Trapani, in Sicilia, ma sono in corso studi di fattibilità per impianti a partire dai 250 MW.

Strutturalmente e tecnologicamente, come li devo immaginare?
Fondamentalmente abbiamo un grande corpo galleggiante all’interno del quale vengono installate le principali apparecchiature elettriche (ad esempio, i trasformatori) e su cui viene fissata la torre con il generatore eolico. Queste installazioni sono gestite totalmente da remoto. Solo per alcune operazioni di manutenzione è necessaria la presenza fisica di un tecnico. Per quanto riguarda la tecnologia sottesa, come Hitachi ABB Power Grids abbiamo da poco presentato – primi al mondo – un portafoglio di trasformatori per unità galleggianti che permetteranno di supportare l’impiego di turbine molto grandi e lontane dalla costa senza compromettere l’efficienza del sistema.

Soluzioni sviluppate in Italia?
Tipicamente, nello sviluppo dei nostri prodotti utilizziamo team globali con technology centers e product manager basati in vari Paesi, tra cui l’Italia. Ci attendiamo degli sviluppi molto interessanti. È ovvio che per far crescere i nostri siti produttivi e i centri di competenza deve aprirsi anche in Italia un mercato. Se questo resta altrove, allora diventa tutto più complicato...

Quali sono gli altri mercati europei?
Senz’altro il Mare del Nord, dove però i grandi campi eolici offshore sono fissi, con la torre ancorata al fondale. I fondali sono infatti relativamente bassi, spesso non vanno oltre i 60 metri. Come accennato queste condizioni di vento/profondità non esistono nei nostri mari. Ecco perché il floating nel Mediterraneo, dove ci sono condizioni meno estreme rispetto ai mari del nord, rappresenta un’opportunità.

Non possiamo tralasciare un tema che ormai permea ogni discussione: l’idrogeno.
Anche qui tecnicamente molto presto avremo varie opzioni praticabili. In questa enorme transizione dobbiamo considerare tutte le opzioni possibili e sfruttarle al meglio. Non ha senso indugiare troppo in discussioni di principio. Meglio piuttosto valutare con attenzione le possibili applicazioni in termini di costi e benefici. A priori, le soluzioni non sono né giuste né sbagliate, dipende da quanto pesano i pro e i contro. Sicuramente come Sistema Paese il costo dell’energia è un fattore di competitività da tenere in considerazione. Per tanti anni l’Italia ha preferito non decidere, ma anche l’inerzia porta comunque verso una soluzione piuttosto che un’altra.

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