Proponiamo di seguito un’intervista che abbiamo svolto a un manager e consulente strategico del settore delle rinnovabili che tocca punti centrali oggi soprattutto in tempi di blackout..

INTRODUZIONE

La transizione energetica viene spesso presentata come un processo inevitabile e necessario per affrontare la crisi climatica e ridurre la dipendenza dalle fonti fossili. Tuttavia, occorre interrogarsi su una questione fondamentale: chi governa realmente questa transizione? Gli investimenti messi in campo sono orientati alla decarbonizzazione o sono solo l’ennesima occasione di profitto?

Negli ultimi anni, infatti, il settore delle rinnovabili è diventato uno dei principali terreni di investimento per fondi finanziari e grandi utility – oltre che di capitali stranieri, in particolare israeliani, come abbiamo messo in evidenza nel Dossier. In questo contesto, il dibattito si riduce esclusivamente tra favorevoli e contrari agli impianti, mentre rimangono in secondo piano questioni decisive come la pianificazione territoriale, il consumo di suolo agricolo e di terreni non più usati a fini agricoli, la riorganizzazione della rete elettrica, i BESS come sistemi di accumulo, e chi beneficia realmente della produzione energetica. 

Per approfondire questi temi abbiamo intervistato un manager di un importante gruppo industriale, che da anni opera nel settore delle energie rinnovabili, nonché consulente strategico per diverse imprese che operano nel settore. Il suo punto di vista è particolarmente interessante perché parte da una convinzione netta: la necessità di ridurre il ricorso alle fonti fossili. Allo stesso tempo, però, evidenzia come una transizione lasciata alle sole dinamiche di mercato finisca per alimentare fenomeni speculativi. 

Insieme abbiamo approfondito il tema dell’elettrificazione, della competizione tecnologica a livello globale, delle Comunità Energetiche Rinnovabili e dei finanziamenti connessi, del ritorno del nucleare nel dibattito pubblico, dell’esplosione della domanda di energia generata dai data center e dall’AI. La nostra domanda di fondo rimane la stessa di sempre: la transizione energetica è davvero orientata alla riduzione strutturale e permanente delle emissioni oppure rimane incardinata nelle classiche logiche del mercato? 

L’intervista ci ha restituito un quadro più complesso rispetto alle narrazioni semplicistiche che circolano sul tema. Se l’effettiva riduzione strutturale delle emissioni appare tecnicamente possibile, la sua concreta realizzazione si scontra inevitabilmente con interessi economici, logiche speculative e limiti infrastrutturali. Gli elementi forniti dall’interlocutore offrono nuovi strumenti utili per orientarsi tra le contraddizioni che attraversano oggi il mondo dell’energia e per riflettere su quale modello di transizione sia realmente praticabile. Su alcune questioni i nostri approcci naturalmente divergono, in particolare rispetto alla concezione di suolo e di “natura” che preferiamo chiamare congiuntamente “territorio”, per evitare la loro mercificazione e non intenderlo come “cosa” a sé rispetto a un ecosistema all’interno del quale anche l’umano ha il suo posto. Così come non ci convince l’idea di una transizione che, seppur necessaria per fare fronte all’emergenza climatica, debba calpestare le sane istanze che provengono dai territori molto spesso condannati a essere zone di sacrificio. Per chi dovrebbe essere fatto questo sacrificio? Ogni resistenza locale è fondamentale perché esprime la necessità di non svendere la propria terra, un sintomo di umanità e di riscatto che va assolutamente alimentato e valorizzato. 

Il pregio del ragionamento che viene sviluppato dal nostro interlocutore è l’aver adottato uno sguardo globale, cosa non scontata al giorno d’oggi: “a partire dalla necessità di consumare meno energie fossili possibili occorre provare ad utilizzare quanto più possibile le risorse offerte dalla natura”. E, soprattutto, che “i processi di transizione devono essere governati. Perché se non sono governati e sono lasciati al mercato o comunque alla giungla senza regole, la deriva fatalmente arriva”. 

Un ulteriore aspetto degno di nota è che la lotta per la difesa dei territori viene tenuta in conto dagli stessi player del settore energetico come un elemento che ha alimentato un processo normativo più stringente, con la conseguenza di rendere il comparto delle  rinnovabili meno interessante per attori finanziari guidati esclusivamente  da logiche speculative. 

Dinamica dei prezzi dell’energia

Prima di entrare nel merito della transizione da rinnovabili, dei limiti e dei loro vantaggi, abbiamo chiesto di chiarire un aspetto fondamentale, ossia la dinamica – costantemente volatile – dei prezzi dell’energia. 

“Il mercato elettrico italiano è diviso in 6 zone geografiche di mercato (Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Sicilia, Sardegna) più alcune zone commerciali straniere e poli di limitata produzione. Questa divisione serve a gestire i limiti fisici di trasporto della rete di trasmissione nazionale.

Il prezzo dell’energia e il PUN

Prezzi Zonali per i produttori: ogni zona ha un proprio prezzo orario (Prezzo Zonale) che dipende da domanda, offerta e colli di bottiglia della rete.

Prezzo Unico Nazionale (PUN) per i consumatori: i consumatori finali in Italia (sia a Palermo che a Milano) pagano la materia prima energia allo stesso prezzo base, ovvero il PUN. Il PUN è la media ponderata dei prezzi zonali.

I Produttori subiscono lo “scompenso” locale e vendono la loro energia al Prezzo Zonale della propria area. Se in una zona c’è un eccesso di produzione rinnovabile e la rete non riesce a trasportarla altrove, il prezzo di quella specifica zona crolla (anche a zero). Di conseguenza, i produttori locali in quel momento non guadagnano nulla dalla vendita dell’energia in borsa. I consumatori finali (aziende e famiglie) non vedono queste fluttuazioni locali direttamente sul prezzo della materia prima, perché pagano il PUN (Prezzo Unico Nazionale). Tuttavia, risentono dei costi di gestione del sistema in questo modo: quando i prezzi zonali crollano a zero in alcune regioni, la media ponderata nazionale (il PUN) si abbassa. Di conseguenza, in quell’ora, tutti i consumatori italiani beneficiano di un prezzo della materia prima più basso. Inoltre, per gestire l’intermittenza delle rinnovabili e i colli di bottiglia della rete, il gestore (Terna) deve attivare centrali tradizionali per mantenere la rete stabile. Questi costi di bilanciamento rientrano nei cosiddetti oneri di dispacciamento. Questi oneri di dispacciamento e i costi di trasporto vengono spalmati in modo quasi identico su tutti i consumatori d’Italia, indipendentemente dalla regione in cui si trovano. 

Per ovviare agli squilibri di prezzo, ma soprattutto  agli squilibri di stabilità della rete dovuti al continuo attacco e stacco di diverse fonti di immissione, si ricorre all’accumulo elettrochimico, cioè alle batterie, di cui parleremo più avanti. 

Rispetto a queste considerazioni sul mercato dell’energia, vale la pena fare un cenno anche al nucleare. Infatti dalla Francia compriamo dell’energia prodotta col nucleare esclusivamente per una questione di mercato (del resto come per tutte le merci anche l’energia fluisce sempre, per motivi di mercato, dalla zona con il prezzo più basso a quella con il prezzo più alto)

“Le centrali nucleari, al contrario delle centrali a gas (ma qui si sta semplificando), non si possono accendere e spegnere in 5 ore ma devono stare sempre accese, quindi i francesi, pur di non spegnerle, la notte vendono l’energia a prezzi particolarmente bassi ed è questo il motivo per cui prendiamo il nucleare dalla Francia, puramente economico”. Senza vendere tutta l’energia prodotta da una centrale nucleare, infatti, non c’è nessun calcolo costi-benefici che possa reggere. “Ma il nucleare non è per niente l’energia che costa meno. Il prezzo da guardare è il Levelized Cost of Energy (LCOE) che tiene conto di quanto costa fare un impianto, ossia tutto l’investimento iniziale e quanto costa tenerlo in funzione e mantenerlo nell’arco della vita utile, e divide questo indice per l’energia che si produce in questo arco di tempo. L’energia nucleare è molto più cara dell’energia fotovoltaica o dell’eolico e non stiamo nemmeno considerando il tema delle scorie nucleari.” Nel suddetto calcolo, ci teniamo ad aggiungere, non si menziona il tema e gli enormi costi relativi al decommissioning legato agli impianti nucleari. Vale a dire il processo connesso alla loro dismissione e alla bonifica dell’area per riportarla alle condizioni preesistenti, che dura decenni e ha un costo elevatissimo.

Funzionamento e organizzazione della rete elettrica 

Anche il tema del funzionamento della rete elettrica è piuttosto centrale, grazie al quadro che viene proposto di seguito viene naturale comprendere che la centralizzazione energetica non è una scelta lungimirante bensì sarebbe più oculata un’organizzazione della rete elettrica basata sul principio di prossimità. Il nostro interlocutore definisce alcuni elementi base. 

“Le reti elettriche si dividono in reti ad altissima tensione, alta tensione, media tensione e bassa. Questo perché per trasportare l’energia da un punto all’altro (dalla centrale di produzione al luogo di consumo), per un principio fisico ineluttabile, più alta la tensione elettrica a cui avviene il trasporto della corrente elettrica, più bassa è la perdita di energia dovuto ad cosiddetto effetto Joule (si scalda il conduttore elettrico dissipando energia quando percorso da una corrente). Quindi per questo motivo 150 anni fa abbiamo pensato che fosse meglio trasportarla in altissima tensione. La perdita dipende dalla distanza tra luogo di produzione, ovvero di connessione della mega- centrale, e il luogo poi di trasformazione in media. Diciamo che le perdite in altissima tensione sono attorno all’1% per 100 km. Più è bassa la tensione, più questa perdita è alta. Considerate che la perdita va al quadrato della corrente. Corrente e tensione sono inversamente proporzionali l’una rispetto all’altra, quindi più alta la tensione, più bassa la corrente.”

L’Italia, ma non solo l’Italia, è nata con un modello di produzione centralizzata dell’energia. Le grandi centrali che la producono la immettono in questa rete e nel momento in cui arriva nelle case dei cittadini la corrente è a “bassissima” tensione. Il modello della CER dovrebbe dunque partire da questo presupposto fisico: “ci sono produttori e consumatori che si mettono d’accordo. Io ho 5 kW, impianto piccolo, tu consumi 3 a casa tua. Siamo sottesi alla stessa cabina e consumiamo quello che produciamo”. 

La rete elettrica nazionale risale agli anni ‘50-’60, il che introduce necessariamente un elemento di potenziale mala gestione o di “ammaloramento del conduttore”. Ciò significa che le società (spesso a controllo pubblico) faticano a trovare le necessarie risorse per l’ammodernamento della rete in un mercato troppo condizionato dalla logica del profitto.

“Vi ricordo che tutti noi nella bolletta ne paghiamo un pezzettino proprio per questo, per tenere le reti in efficienza, una delle componenti del prezzo è  infatti la Tariffa di Trasporto e Gestione Contatore che è la specifica quota della bolletta che serve a finanziare la rete e i distributori locali. Se però chi prende i soldi anziché investirli non lo fa, è un altro tema.  ARERA monitora costantemente il numero e la durata delle interruzioni di corrente elettrica (black out) subite dai cittadini. Se un distributore locale non fa manutenzione e la qualità peggiora oltre i limiti stabiliti, ARERA dovrebbe applicare pesanti sanzioni pecuniarie e imporre rimborsi automatici in bolletta a favore dei clienti. Qui a Torino IRETI gestisce la rete di distribuzione dell’energia elettrica. Il controllore pubblico della concessione di IRETI a Torino è direttamente ARERA (a livello nazionale per gli aspetti tariffari e tecnici) insieme al Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (che rilascia le concessioni ventennali per il servizio di distribuzione)”. Ciò ci spinge a fare una considerazione semplice ma non banale: IRETI è controllata interamente da Iren che a sua volta è quotata nel segmento blue chips della borsa di MIlano. Iren distribuisce dividendi agli azionisti mediamente ogni anno, sottraendo così la possibilità di effettuare maggiori investimenti nella rete elettrica stessa. Ci chiediamo come si possa realmente programmare una seria ristrutturazione dell’infrastruttura energetica quando la sua gestione è innestata in dinamiche di mercato borsistico e shareholder value.

Fattibilità e limiti delle rinnovabili 

In linea generale è indispensabile tenere a mente la natura discontinua delle due principali fonti rinnovabili esistenti, dovuta al loro limite tecnico intrinseco: in assenza di sole e di vento la produzione di energia viene a mancare. Partendo da questo presupposto, ne consegue che l’accumulo elettrochimico, i cosiddetti BESS (Battery energy storage system), è fondamentale per poter conservare l’energia prodotta e poterla utilizzare nelle ore di assenza della fonte. Tali accumulatori sono inoltre “in grado di risolvere in maniera sostanziale gli squilibri dei prezzi, l’instabilità di funzionamento (black out) e la stabilità della frequenza della rete”. Come verrà trattato accuratamente più avanti, relativamente al tema delle batterie sorge però uno scoglio di natura ideologico-politica in quanto i produttori di accumulatori a livello mondiale sono principalmente cinesi, fattore questo percepito come un deterrente nel mondo occidentale contemporaneo.

L’impatto che hanno i BESS in termini di superficie occupata è, inoltre, un elemento da tenere in considerazione per quanto concerne gli impianti di medie-grandi dimensioni: per dare un’idea, “un ettaro di terreno destinato agli accumulatori equivale a 100 MW e 400 MWh di potenza immagazzinata, che in termini tecnici è un risultato comunque soddisfacente”. Fermo restando che serve una seria valutazione di quanti impianti large scale siano realmente necessari e a quale scopo, resta urgentemente da stabilire una pianificazione di quali superfici utilizzare per gli impianti stessi e per i BESS.

In merito al collocamento di impianti fotovoltaici di medie-grandi dimensioni emerge dalla nostra intervista la conferma di un dato più volte incontrato durante le nostre indagini: la copertura con pannelli solari del 2% del territorio italiano sarebbe sufficiente per il fabbisogno energetico¹ totale del Paese. Resta però aperta una questione importante per noi, legata al reale numero di impianti necessari e soprattutto al dove collocarli: se è vero, come riporta l’interlocutore, che in Italia ci sono “tantissimi terreni non più coltivati da decenni, con una bassissima produzione agricola e zone impervie da raggiungere” che si possono tenere in considerazione per il fotovoltaico, è altrettanto importante tenere conto di due elementi. Il primo riguarda il fatto che il 7% circa del nostro territorio è già cementificato e di edifici di varia natura ed estensione disponibili ad accogliere pannelli solari ce ne sono a volontà. Il secondo tocca dinamiche relative all’alterazione della biodiversità dei terreni (siano essi poco o per niente sfruttati per la produzione agricola), all’effetto “isola di calore” che subiscono (dovuto alla concentrazione di pannelli) e in linea generale alla considerazione ormai condivisa da più parti del suolo quale risorsa da difendere (per ragioni ambientali, sociali, culturali e identitarie) da ogni insediamento di tipo “industriale”, quale che esso sia.

Relativamente al collocamento dei BESS invece concordiamo sul fatto che la numerosa presenza di zone industriali dismesse nel nostro territorio suggerisce l’utilizzo di tali aree, anche per la vicinanza delle stesse alle reti elettriche e per la possibilità di effettuare in contemporanea bonifiche a luoghi che altrimenti continuerebbero a compromettere nel tempo il territorio anche se inutilizzati.

Il processo al quale assistiamo relativamente all’accumulo viene definito dal nostro interlocutore una sorta di “nazionalizzazione indiretta” da parte di Terna (la società pubblica che gestisce le reti di trasporto ad alta tensione), la quale tramite il bando MACSE, nel tentativo di equilibrare la rete, sta tentando di portare avanti un modello di collaborazione pubblico-privato: l’investitore si impegna nella realizzazione di un BESS, alla quale partecipa economicamente Terna che avrà il diritto di gestirne l’utilizzo. Se da un lato è positivo che l’esperienza dell’azienda pubblica venga posta a garanzia per il funzionamento del sistema, dall’altro è ovviamente opinabile la scelta di rivolgersi ai privati (sempre tenendo a mente lo status di bene comune dell’oggetto di discussione, l’energia!) al fine di garantire loro una remunerazione. 

Tornando a un piano più tecnico ci paiono degne di nota le riflessioni emerse in merito ai temi eolico e agri-voltaico. 

La disamina delle condizioni ventose caratterizzanti il nostro Paese rispecchia in buona parte il fermento creatosi in questi ultimi anni nei territori coinvolti da progetti eolici. Se da un lato l’ovvietà dell’impraticabilità (e i risvolti di tipo ambientale a essa connessi) di pensare di portare torri e pale eoliche su vette appenniniche certifica le proteste in atto sui crinali tosco-emiliani da noi riportati qui, la densità di pale eoliche già presenti nel meridione e in Sardegna tocca un nervo scoperto che ha a che fare con una scarsa regolamentazione avvenuta in passato e una mancanza di ascolto dei territori.

Fondamentalmente le zone ventose in Italia sono rappresentate da alcune dorsali appenniniche, dal sud Italia e dalla Sardegna ma in linea generale “con le installazioni eoliche siamo già molto avanti, gli spazi sono saturi in quanto i posti adatti dove installare parchi eolici sono stati già tutti occupati”. Una soluzione prospettata dall’interlocutore è quella del repowering, a cui il settore in questo momento sta guardando con interesse; vale a dire la dismissione di “vecchie” turbine da rimpiazzare con altre nuove di maggiore potenza, a fronte di una netta diminuzione di unità di aerogeneratori (sostituendo ad esempio un parco eolico di 10 turbine da 700 KW con una singola pala da 7 MW). Rimangono insoluti i temi della dismissione, del suolo consumato, dell’impossibilità di riparazione e di bonifica delle aree, oltre che della decisionalità dei territori (a tal proposito consigliamo di leggere il nostro approfondimento a partire dalla voce dei comitati contro la speculazione energetica in Sardegna).

Riguardo all’agrivoltaico le preoccupazioni sembrerebbero essere condivise anche dagli addetti ai lavori, la cui progettazione di un campo fotovoltaico in coesistenza con l’attività agricola prevede di installare i pali delle strutture molto a fondo nel terreno, per evitare – come già verificatosi nelle zone più ventose a sud – che i pannelli vengano portati via dal vento. Tenendo presente che il 20% dei terreni disponibili risulta abbandonato da più di 50 anni, e che basterebbe coprire di pannelli il 2% del territorio nazionale per raggiungere abbondantemente gli obiettivi dati dal fotovoltaico, pensare all’agro, con le regole a oggi imposte e la necessità di stabilire accordi con chi possiede e dovrà lavorare il terreno, rappresenta più problematiche e infattibilità che altro.

Rispetto ai terreni abbandonati, tuttavia, un’altra criticità è rappresentata dal ruolo degli “intermediari”: coloro che sfruttano la conoscenza del territorio e, in presenza di un terreno ereditato e non coltivato, suggeriscono il contatto di chi sarebbe disposto a pagare anche €5000 per ettaro all’anno: un fenomeno speculativo tra proprietari, intermediari e fondi di investimento, che — almeno fino a qualche tempo fa — prospettava un rendimento finanziario almeno all’8%, e che tra il ‘21 e il ‘22 in Sardegna ha permesso di presentare una quantità di progetti di cui solo il 5% oggi sembra andare avanti.

L’intervista ha poi toccato il tema delle CER sottolineando fin da subito gli ostacoli che queste hanno presentato e continuano a presentare. Primo fra tutti l’iniziale limite alla realizzazione delle stesse, imposto ai comuni fino a 5000 abitanti, ora aumentato a 40.000. Secondo, il ruolo cruciale delle amministrazioni locali che ricevono dagli incentivi statali una somma aggiuntiva all’inserimento del Comune all’interno della comunità energetica, arrivando così a ottenere una somma capace di ricoprire quasi il totale dell’investimento. Tuttavia, queste peccano spesso nella fase di progettazione, durante la quale viene richiesta l’individuazione di progetti sociali a cui destinare i fondi aggiuntivi e che i comuni, per mancanza di competenze o personale, spesso faticano a individuare. “Dopo l’insuccesso dei finanziamenti ai comuni, ora ci si sta spostando verso l’attività agricola, aprendo bandi che destinano fondi alla copertura dei tetti delle stalle”. L’intervistato aggiunge che tali bandi sarebbero ottimi, considerato il numero di stalle presenti soprattutto al nord, non fosse che anche in questo caso i limiti imposti, come quello di ricevere il finanziamento a patto che si consumi interamente l’energia prodotta, non facilitano la realizzazione di nuove CER.  “Ma che energia consuma una vacca?”, si chiede; e così il surplus di energia prodotta che potrebbe venir pagato all’allevatore diventa un pernicioso disincentivo alla transizione. Simili iniziative appaiono come l’ennesima trovata, con scarsi fondi, volta a dimostrare di aver fatto qualcosa, più che a farlo davvero.

Infine, i limiti delle competenze tecnico-specialistiche che vengono richieste alle comunità  (e che queste spesso non hanno), necessarie a comprendere il funzionamento dei portali attraverso cui interagire con la rete. “Le multiutility non vedono [le CER] come una minaccia. Io non penso che il modello della comunità possa andare oltre certi limiti, ci sono temi di efficienza di cui tenere conto. Il pannello, la batteria, un allaccio di emergenza alla rete: non è un modello semplicissimo. Il modello cooperativo non passa.”

Elettrificazione e digitalizzazione: afferrare nuove tendenze nel panorama energetico-finanziario 

Le aziende che si occupano del settore, si sa, sono sempre “un passo avanti” rispetto al destino dei territori: tra meeting e incontri di questo ramo d’impresa ci si confronta sui progetti che la faranno da padrone nel futuro. È da quelle stanze infatti che si colgono le anticipazioni, le tendenze, perché gli investimenti privati e i trend finanziari decidono di fatto cosa sarà conveniente implementare e cosa, quindi, detterà la moda della futura speculazione.

Riassumiamo a che punto siamo con le rinnovabili dal punto di vista della “convenienza” per i mercati finanziari. Le fonti rinnovabili sono state uno dei perni attorno a cui si sono concentrati gli investimenti in ambito energetico, promossi e promulgati alla luce del PNRR e delle politiche volte al raggiungimento del Net Zero 50, secondo cui l’Europa, e quindi anche l’Italia, dovrebbe diventare carbon neutral entro il 2050. Secondo il nostro interlocutore però, i progetti di rinnovabili avrebbero ormai sorpassato il loro picco: ci si attende, quindi, una frenata rispetto alla miriade di impianti che venivano presentati e proposti sulla scia dei lauti finanziamenti e dell’hype che questi avevano generato.

Questo arresto si inserisce nel trend del fallimento del Green New Deal Europeo e sarebbe legato a due motivi specifici: il primo riguarda la materialità delle caratteristiche territoriali, il secondo, molto interessante, deriva dai conflitti derivati da questa corsa sfrenata alle FER che hanno costretto a implementare delle regole che, seppur lasche, hanno ridotto il margine di profitto che si poteva ricavare.

La prima ragione quindi sarebbe legata alla mancanza di aree adeguate alla costruzione di progetti, come nel caso dell’eolico, dove la capacità installabile nei territori ventosi (come già accennato prima in Italia sono principalmente le isole e l’arco appenninico) è poca e si incontrano non poche difficoltà logistiche per impiantare delle pale su terreni molto difficili da raggiungere. Come viene  sottolineato “pale sempre più imponenti dovrebbero raggiungere monti di 2000 metri, spesso in assenza di strade e infrastrutture adeguate: un’operazione che non conviene ai più” se non per fare propaganda falsamente ecologica, aggiungiamo noi.

La seconda ragione riporta come il freno alle rinnovabili si legherebbe anche alle misure regolamentari imposte di fronte all’accaparramento senza freni dei terreni, attuatosi per soddisfare il grande mercato allora presente. “Ad esempio, oggi per chiedere una connessione da 1000 MW si è obbligati a presentare una fideiussione per garantire la realizzazione della connessione, una policy che ha fatto arrestare il mercato delle connessioni.” Più in generale, dopo un’ondata di progetti che sembravano poter vedere la luce, in questi ultimi anni le mega-rinnovabili hanno scoperto il loro volto speculativo e la loro “fattibilità economica” è andata calando.

Una nota a parte vale per l’agrivoltaico che, ribadiamo, è da sempre risultato non interessante (economicamente), né fattibile (far convivere pannelli e colture è stata da sempre una bella favola da turbo eco-modernisti) e la tendenza sembra rimanere tale. Questa affermazione risulta vera a partire da quali sono le scelte sugli investimenti più o meno redditizi e logiche di azienda, infatti in Cina sappiamo esserci particolare interesse economico-finanziario anche in questo campo (con tutte le conseguenze del caso). “Anche il fotovoltaico è sempre meno profittevole: necessita di una notevole estensione per essere produttivo, infatti, per generare 1 MWh c’è bisogno di 1 ettaro di terreno, nonostante l’efficienza dei pannelli sia migliorata molto nel tempo. Ora stanno venendo attuati progetti abbozzati tre anni fa, che potrebbero rappresentare la coda dell’ondata di richieste di costruzione di FER”. 

Il prezzo medio del fotovoltaico è crollato per la dinamica dei prezzi già descritta: “il prezzo medio è quindi di 60 euro al MWh, mentre 15 anni fa ammontava a 300 euro al MWh e già pagava appena l’investimento. I rendimenti finanziari degli investimenti fotovoltaici viaggiano attorno al 5%, sono rendimenti bassi come quelli dei titoli di stato, chi investe ancora in questo settore lo fa per diversificare il portafoglio o per un po ‘ di greenwashing. Ci potrebbe essere spazio per più CER, ora che hanno aumentato il limite a comuni fino a 40.000 abitanti, tuttavia le CER non hanno mai interessato veramente le grandi multiutility, se non per un pò di greenwashing, perché gli ordini di profitto sono troppo bassi”. D’altronde come potrebbe il mercato incentivare una delle poche tecnologie, come le CER, che renderebbe, anche se parzialmente, indipendente la popolazione facendole autoprodurre l’energia di cui ha bisogno?

Una grossa parte del calo degli investimenti e degli impianti FER è dunque determinata dal processo di finanziarizzazione, gli investimenti vanno laddove si annusa maggiore profittabilità dei progetti. Questo processo è strettamente legato alle dinamiche di guerra globale che, a loro volta, influenzano gli investimenti: in particolare il nostro interlocutore, fa riferimento agli equilibri con il competitor cinese. 

Pur di non interferire con gli interessi del mercato della sfera occidentale, quindi dell’UE ma nei fatti degli USA, l’Italia e altri Paesi europei rischiano di dover spendere di più per determinati materiali e materie prime critiche in quanto non è tenuta in conto la possibilità di approvvigionarsi dalla Cina. Anche per questo motivo, dunque, il mercato delle rinnovabili alle nostre latitudini è in discesa, perché costa e non conviene (in quanto le scelte politiche su quali debbano essere i nostri fornitori determinano la scelta prima ancora della convenienza puramente economica). Ad esempio, per quanto riguarda i sistemi di accumulo – come spiegato in precedenza centrali in un sistema su base rinnovabile – le batterie vengono prodotte per lo più in Cina e quindi non viene sviluppato questo mercato. Su questo dall’intervista emerge un’idea precisa: è paradossale che in Germania dove c’è meno sole che in Italia vi sia più fotovoltaico che da noi. “Questo avviene perché la supply chain tedesca è più efficiente di quella italiana e ci impiegano 20 giorni a fare arrivare un carico di pannelli dalla Cina in Germania”. Inoltre, sempre secondo il nostro interlocutore, la Cina ha da sempre attuato una “strategia che ha messo al primo posto l’estrazione di terre rare e altre materie prime critiche, attuando una vera e propria pianificazione che andasse incontro all’implementazione di energie rinnovabili su larga scala”.  Oltretutto appare una notevole contraddizione: “le BESS cinesi non vanno bene ma i pannelli fotovoltaici cinesi sì, perché in Europa non vengono prodotti da nessuna parte, per cui Paesi come la Germania sono obbligati a comprarli proprio dalla Cina”.  Sorge spontanea una domanda: perché quindi mettere sotto scacco l’adozione di una tecnologia che potenzialmente potrebbe calmierare i prezzi in bolletta ai consumatori e coadiuvare la praticabilità di un orizzonte effettivamente volto all’utilizzo di più rinnovabili, solo perchè il fornitore principale è la Cina e non gli USA? 

Questo non toglie le ricadute negative a livello ambientale della produzione di batterie e rispetto all’estrazione di materie prime legate alle rinnovabili in Cina e in tutti quei Paesi dove sono state dislocate produzioni, comprese quelle Occidentali, perché è lì che costano meno, ci sono meno regole dal punto di vista ambientale e rispetto alle condizioni di lavoro, e perché nella mentalità capitalista l’importante è ottenere materie prime a basso costo per foraggiare nuovi cicli di accumulazione e fare avanzare il sistema per come lo conosciamo, ovviamente a discapito di tutte le popolazioni che vivono e lavorano nei territori. 

Siamo d’accordo che vada riconosciuto un dato, ossia che “La Cina ha saputo pianificare e programmare la transizione diventando un’esperta del settore: la transizione energetica del resto non si può improvvisare seguendo l’oscillazione del mercato. In Cina la pianificazione ha pagato, l’implementazione delle rinnovabili è consistente e in espansione. Anche qui tra l’altro si trova un mercato dei crediti di carbonio, parallelo a quello usato nel panorama internazionale: i crediti di carbonio prodotti in Cina però non sono accettati all’estero, nonostante siano effettivamente equivalenti a quelli prodotti in Occidente”.

Queste barriere inficiano la possibilità concreta di implementare la transizione e di avere uno sguardo internazionale relativamente al cambiamento climatico che, però, è un problema globale. 

Ritornando ai trend finanziari e a cosa sembra palesarsi all’orizzonte a fronte del fatto che gli investimenti sulle FER sembrano ormai tramontati, occorre parlare di Data Center. I data center si inseriscono nel dibattito del settore da circa due anni, per diventarne oggi protagonisti; alcuni parlano di una nuova rivoluzione industriale dettata proprio da queste nuove infrastrutture: per ingigantire la nuova bolla speculativa che è alle porte e che probabilmente seguirà il destino di quella delle FER, potenzialmente scoppiando non senza danni. Oggi in ogni caso una cosa è certa: la tendenza alla digitalizzazione e all’invasione dell’intelligenza artificiale sta costruendo una nuova base infrastrutturale industriale composta da processori e server utili a computare le operazioni e al contempo a sfruttare quantità di energia enormi. La rilevanza industriale dei data center ha fatto sì che diventassero oggetto di interesse per chi investe e chi progetta infrastrutture energetiche, elemento che non è passato inosservato nemmeno all’azienda del nostro interlocutore.

Ciò che interessa principalmente a chi vuole costruire un data center è la vicinanza dei terreni all’alta tensione. L’enorme quantità di energia che serve all’infrastruttura dipende principalmente dall’esigenza di raffreddamento e del controllo termico di questi capannoni riempiti di computer. “I data center” aggiunge “si dividono in diversi livelli di sicurezza: non si tratta di sicurezza informatica ma di livelli di sicurezza energetica a garanzia che non manchi mai la corrente, in quanto la sua assenza farebbe cascare i computer”. E’ interessante anche ribadire chi sta investendo in questo nuovo mercato: fondi di investimento che prendono soldi da privati ma anche dal pubblico, dietro ai quali si nascondono industriali come Google, Amazon, Nvidia, i quali necessitano di alta capacità di calcolo (pensiamo all’IA). Un punto è confermato: “oggi il giro di investimenti per i data center sembra essere enorme: un progetto del genere rende (probabilmente) ordini di grandezza in più rispetto a un progetto di rinnovabili.” Non è un caso se gli investitori vi si sono buttati a capofitto e che Regno Unito, Francia, Germania risultano ormai iper-saturi e indisponibili a ospitare nuovi progetti: non c’è più spazio elettrico e pare sia arrivato il tempo per l’Italia di aprire le porte a questo nuovo mercato. La Lombardia nel giro di pochissimo tempo è stata la prima regione a saturarsi e presentare nuove regolamentazioni per limitare il fenomeno, la partita si apre ora su altre regioni e sappiamo già che in Piemonte non c’è più tanto spazio elettrico disponibile.

Quello che rimane invariato, che si vogliano implementare enormi parchi di rinnovabili o capannoni di server, è la speculazione che questi progetti portano con sé. Sia per i data center che per le FER, inoltre, le reti elettriche risultano limitate e insufficienti, senza un adeguato spazio elettrico per accogliere tutte le richieste che vengono effettuate. C’è un doppio problema quindi: perché fare spazio nella rete a progetti speculativi di varia origine mentre continuano a esserci black out e non si vuole investire nelle BESS e in un sistema di rinnovabili su piccola scala? Il rifacimento delle reti elettriche per destinare spazio ai progetti rinnovabili fatti su misura dei bisogni delle persone sarebbe l’obiettivo minimo a cui mirare per risolvere, almeno parzialmente, l’impasse energetica di fronte a cui ci troviamo, senza che lo spazio elettrico venga accaparrato per progetti dannosi, cambiando un paradigma basato su sempre maggiore elettrificazione, digitalizzazione e speculazione.

CONCLUSIONI

In conclusione anche per chi lavora all’interno del settore energetico e ha una visione che punta alla transizione come necessaria – al di là delle resistenze dei territori – la questione centrale torna ad essere che i processi di transizione vanno governati e ciò non avviene (al netto di una produzione legislativa di settore ipertrofica che di fatto non ha centrato l’obiettivo dichiarato).  

Questo aspetto è fondamentale se si vuole davvero andare nella direzione dell’abbandono delle energie fossili, tenendo conto che per quanto riguarda l’ambito eolico inizia a mancare lo spazio materiale e che le resistenze dei territori sono un fattore importante. Ci sono poi alcuni punti fermi che dovrebbero far drizzare le orecchie: l’agrivoltaico non ha senso di esistere, anche dal punto di vista tecnico. E allora perché viene proposto/imposto agli agricoltori italiani che versano già di per sé in una dura crisi del settore? 

All’oggi un dato torna da molti lati: il 2% del suolo nazionale basterebbe per il fabbisogno di energia da fotovoltaico (tenendo conto di quanto detto in precedenza).. E se sulla base di questo calcolo si utilizzassero soltanto le superfici già impermeabilizzate e cementificate? A noi piace spingerci un po’ più in là e, infatti, secondo diversi studi se si ricoprisse il suolo già cementificato, all’oggi il 7% in Italia, si soddisferebbe il fabbisogno energetico. Certo, il limite delle rinnovabili è il fatto di essere discontinue dunque occorrerebbe fare un lavoro importante di riorganizzazione della rete elettrica nazionale per poter immaginare di consumare energia di prossimità e solo per le esigenze reali della popolazione (quindi non per fabbriche di armi o data center, ad esempio..). Oltre a non subire continui black out. Lo dice la fisica: più si aumenta la distanza da percorrere per l’energia, più si verifica dispersione e quindi maggior spreco/perdita. Consumare da vicino ciò che si produce dovrebbe essere la regola per una reale transizione, non si tratta di ideologia ma di regole della fisica. Occorre superare il modello centralizzato della rete per immaginare un risparmio sia energetico sia per le tasche dei cittadini. Gli investimenti dunque dovrebbero essere direzionati nell’ammodernamento della rete da parte di IRETI (a livello locale torinese) ma anche nella creazione delle condizioni materiali per questo passaggio, per esempio con un serio impegno nella bonifica dell’amianto sui tetti delle case e aziende nel Paese. 

La questione, come veniva analizzato in precedenza, è la fame di speculazione e l’ambito energetico è strutturato in funzione di questo. La stessa dinamica di prezzo rappresenta questa tendenza: i gestori energetici possono (e vogliono) comprare a prezzo zero durante le ore di picco di immissione di energia nella rete e rivendere a prezzi molto più alti nelle ore in cui la domanda energetica aumenta. Dovrebbe esserci un’autorità di regolazione del mercato dei prezzi dell’energia, l’ARERA, ma molto spesso questa funge da garante per manager e amministratori delegati di grandi società energetiche che intendono riciclarsi nell’ambito senza assolvere alla propria funzione. 

Non si può non tenere in conto la dinamica globale di guerra nelle scelte di mercato, non è un caso infatti che non si voglia investire nei sistemi di accumulo perché il mercato dei BESS è in Cina, il che alle nostre latitudini non è incentivato. Queste dinamiche mostrano anche un altro dato: l’ambito delle rinnovabili è, nonostante tutto, poco redditizio da un punto di vista speculativo, ma sicuramente così non è per i data center. Il data center non pone un limite sull’energia che gli serve anche solo per il mantenimento dell’ambiente a date condizioni. In questo ambito a vederci un pozzo di profitto sono i grandi fondi di investimento, un classico modo per “mettere a lavoro i soldi”, come precisato nel titolo.. 

In conclusione, la cruda realtà è che “la decarbonizzazione non profittevole in Occidente non è fattibile”. Questo deve fare riflettere su quali siano gli interessi in campo e su cosa è demandabile oppure no alla decisionalità di intermediari che si pongono come i gestori dei terreni approfittando della crescente crisi agricola nel Paese. La sovranità energetica si conquista difendendo particella per particella il terreno agricolo. Non solo, lo si fa smascherando un progetto di transizione che a livello governativo non si ha nessuna intenzione di concretizzare se non per soddisfare le mire speculative delle aziende di settore. Sorge dunque il dubbio che una transizione senza speculazione possa essere fattivamente possibile: potrebbe esserlo dal punto di vista materiale e fisico ma questo deve significare una rivoluzione sul piano dell’organizzazione sociale. E allora non c’è altro tempo da perdere. 

Infine, consigliamo di leggere il documento che pubblicheremo a breve di Angelo Tartaglia dal titolo “Politiche energetiche”, un breve testo che dettaglia in maniera cristallina la possibilità di avviare un reale processo di transizione energetica il cui obiettivo non sia la speculazione. 

1. Il fabbisogno energetico totale include il settore dei trasporti e del riscaldamento, questi ambiti non sono totalmente decarbonizzabili a condizione che avvenga una riorganizzazione di tali settori in una direzione diversa. 
   
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