• back


DOSSIER ENERGIA.
ECCO CHI E' E COSA
FA IL GESTORE



intervista al professor C. A. Bollino, presidente del gestore della rete
di trasmissione nazionale

 

 

rofessore di Economia politica all’Università di Perugia, ha cominciato ad occuparsi di problemi energetici nel 1982. In quel periodo, anni difficili per i prezzi del petrolio, Carlo Andrea Bollino frequentava l’Università di Filadelfia, in Pennsylvania, e insieme al proprio insegnante di Economia condusse un’analisi degli effetti di nuovi shock petroliferi, dopo quelli conosciuti negli anni 1979-1980. Uno studio sistemico-economico di scenario. Rientrato in Italia, ha diretto l’Ufficio Studi dell’Eni per 4 anni, occupandosi di fonti energetiche per il Paese all’interno di una grande realtà aziendale.
Presidente del Comitato scientifico e da qualche anno vicepresidente dell’Associazione Italiana degli Economisti Energetici, si è interessato di problemi di regolamentazione del settore e nel 1996, esperto del Ministero del Bilancio, ha predisposto su incarico dell’allora ministro Carlo Azeglio Ciampi il quadro di regole del rendimento del capitale investito nei servizi di pubblica utilità. Da 4 mesi il Professor Bollino è presidente di una delle società protagoniste della liberalizzazione del settore elettrico: il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale s.p.a., società di proprietà del Ministero dell’Economia.
Domanda. Quali compiti e funzioni il Gestore ha ereditato dall’Enel?
Risposta. Le funzioni primarie sono il dispacciamento e il trasporto dell’energia elettrica. Il decreto legislativo Bersani, con la liberalizzazione, ha affidato alla società la gestione della rete di trasmissione nazionale e il compito di predisporre il Piano di sviluppo della rete.
D. Quali sono l’organizzazione e il bilancio e quanti i dipendenti?
R. Il GRTN ha ereditato i dipendenti dell’Enel, più altri assunti per nuove funzioni. Adesso sono circa 700. Le nuove funzioni riguardano soprattutto il settore commerciale, la gestione dei flussi di energia Cip 6, energia sussidiata, fonti rinnovabili, fonti assimilate. La spesa è di 6 miliardi di euro, di cui 5 per la gestione Cip 6. In pratica compriamo energia per 5 miliardi di euro dai produttori Cip 6, e la rivendiamo al mercato libero, cioè ai clienti industriali, per 3 miliardi perché il prezzo è sussidiato; gli altri 2 miliardi ci vengono dalla Cassa-conguaglio. Il restante miliardo di euro per tre quarti è destinato all’affitto della rete, cioè a quanto l’Autorità ci prescrive di versare ai proprietari delle reti vere e proprie, per esempio Terna dell’Enel, e alle altre reti di trasmissione di piccoli proprietari; e il rimanente copre i costi di gestione della nostra attività: uomini, computer, macchine, telecomunicazioni. Con oltre 43.000 chilometri di rete, abbiamo la necessità di disporre di segnali di teleconduzione e di telerilevazione dal sistema di controllo locale Terna, e di far affluire tutti i dati al nostro centro nazionale, a Roma, e agli 8 centri regionali, con un doppio sistema per sicurezza dedicata, a prova di rottura e di sabotaggio. Praticamente abbiamo fili palpabili e fisici che da tutti i punti nevralgici arrivano nel centro nazionale, con una grandissima attività di telecomunicazione.
D. Quali sono le difficoltà e le responsabilità particolari nel settore specifico del trasporto di un bene così diffuso e richiesto come l’energia?
R. Le responsabilità sono quelle di pubblico servizio, quindi dobbiamo operare eticamente, non soltanto io che sono il presidente, ma tutta l’azienda. Ma soprattutto sappiamo che, al di fuori del circuito finanziario ed economico che ho indicato, 57 milioni di italiani, 22 milioni di famiglie e 5 milioni di imprese hanno diritto alla continuità e sicurezza del servizio. È come una banca che ha i propri azionisti e i propri depositanti, ma poi nel sistema bancario alla tutela del risparmio sono interessati tutti i cittadini. Una banca che fallisce è un disastro anche per i cittadini non azionisti né clienti.
D. La sua responsabilità è oggi accresciuta dal fatto che l’energia elettrica è diventata un bene primario come l’aria e l’acqua, forse più del petrolio, in quanto tutto dipende dall’elettricità?
R. Vi sono due momenti diversi. L’energia elettrica ormai è il veicolo del benessere domestico, come il petrolio è il vettore che sostanzialmente soddisfa le aspirazioni di mobilità, di viaggio dell’uomo. Da Ulisse in poi la mobilità è l’aspirazione primaria, mentre la sicurezza del focolare domestico, all’epoca di Ulisse affidata alle vestali, oggi è demandata all’energia elettrica. Ma questo diventa un discorso filosofico.
D. Tra i suoi problemi c’è stato il black-out di energia elettrica del 28 settembre scorso. È comparabile con quello verificatosi il 14 agosto scorso nel Nord America?
R. Premesso che non tutte le indagini sono state completate, specialmente negli Stati Uniti, l’evento americano è stato provocato da una carenza di produzione che non è riuscita a soddisfare la domanda e ha fatto saltare l’equilibrio della rete. Il nostro è stato dovuto ad una carenza di coordinamento di dati e di informazioni di quanto accaduto in un altro Paese, da cui noi importiamo energia, e questo si è riflesso in maniera incontrollabile sulla nostra rete. Dico questo perché l’evento americano si è verificato al picco massimo del consumo estivo per il caldo eccezionale, da noi invece in una situazione di picco minimo, notturno, durante il weekend. Questo non significa che alla fine il black-out non sia stato tale per tutti, ma se posso usare una metafora, un conto è dire «Ci siamo rotti una gamba» in un incidente, un altro è dire «Ci siamo rotti un braccio». Sono due eventi ugualmente dolorosi, che ci fanno dire «Siamo andati in ospedale», che sarebbe poi il black-out. Dal punto di vista tecnico c’è, però, una notevole differenza, perché occorre sottoporsi a una radiografia precisa e a un intervento chirurgico esatto. Dico questo perché per la stampa «è successa in Italia la stessa cosa che si diceva non poteva accadere rispetto agli Stati Uniti». Invece abbiamo prevenuto quella situazione nordamericana alla quale siamo stati attenti durante tutta l’estate, ma purtroppo si è verificato altro, con il risultato finale uguale. Abbiamo contrastato con successo le cause di black-out consistenti in sovraccarico di punta; siamo stati colpiti da una disarmonia nella gestione notturna dei dati in Svizzera, come ha spiega il rapporto dell’Ucte, che riunisce i gestori europei delle reti elettriche: la mancata percezione di urgenza negli eventi che si stavano verificando da parte svizzera.
D. Qual è stata la risposta al black-out italiano?
R. Prontamente il Governo ha risposto con la legge 290 del 2003, di conversione del decreto 239, che, in relazione agli eventi estivi, cioè in deroga alle temperature di scarico e ai limiti di emissione, pur nel rispetto dei limiti europei ha recepito una serie di norme contenute già nel disegno di legge Marzano, anticipandole e aggiungendone altre, in particolare il Piano Sicurezza. La legge 290 prevede che il Gestore della rete possa e debba preparare un piano coerente di tutti gli interventi di investimento tecnologico più sensibili per la sicurezza, che poi l’Autorità riconosce in tariffa a chiunque li attui: a noi, alla distribuzione dell’Enel o agli altri produttori. Questo è importante perché possono esservi apparati di poco costo, ma nevralgici rispetto all’intero costo dell’energia. Con il Piano Sicurezza individuiamo gli interventi necessari che potrebbero essere di competenza di soggetti diversi: del Gestore, del distributore quando avvengono nella cabina primaria, di uno Stato estero o di un accordo internazionale. Poiché, quando la responsabilità non è chiara, ognuno pensa che debba provvedere l’altro, il Gestore si fa carico di individuare tutti gli snodi e di tariffarli, essendo una quantità esigua rispetto al prezzo all’ingrosso - 6 euro al megawattora, 110 lire al kilowattora -, però nevralgica per la sicurezza del sistema.
D. L’attuale rete sarà in grado di sostenere l’aumento di produzione previsto in futuro?
R. I provvedimenti adottati non sono solo «sbloccacentrali» ma anche «sbloccareti», e sono già previsti della legge 290. Se centrali e reti procedono di pari passo, realizziamo il Piano di sviluppo della rete tenendo conto dell’incremento della domanda e della produzione disponibile. E di questo non possiamo che essere soddisfatti. Quello che desideriamo è l’aumento di produzione disponibile, che rende più consistenti i margini di riserva.
D. La rete è sufficiente o c’è comunque una carenza di linee?
R. Esistono alcune strozzature. La più nota è quella della linea Matera-Santa Sofia, per i 7 chilometri non realizzati per l’opposizione di alcuni Comuni. Vengono poi la Trino-Lacchiarella e altri punti in cui la maglia deve essere rafforzata. Non è che non vi siano difficoltà. Però, una volta superate, la rete è più che sufficiente a trasportare la potenza necessaria per soddisfare la domanda oggi e nei prossimi anni.
D. Che cosa prevede il Piano di sviluppo della rete?
R. È un’altra modifica importante della legge 290. Prima il Piano prevedeva un orizzonte temporale di 3 anni, scorrevole, secondo l’impostazione del ministro Pier Luigi Bersani. Il nuovo Piano non è più triennale, e questo è importante perché elimina l’idea di guardare avanti solo per 3 anni. È sempre scorrevole, ma contiene una prospettiva più lunga, di tempo medio, coerente con il potenziamento delle centrali. Poiché l’investimento della produzione è 5-10 anni, possiamo avere anche per la rete una prospettiva analoga, sempre a scorrimento, con aggiornamento annuo per i prossimi 10. È un punto fondamentale che ci indica gli investimenti di prospettiva, compreso un nuovo cavo di connessione tra la Sardegna e l’Italia centrale.
D. Il Piano ha previsioni di sviluppo delle reti nei tempi brevi?
R. Per ora sono previsti altri 2.000 chilometri, a 380 mila volt, nella rete che oggi è di 42.318 chilometri. Parliamo di uno sviluppo del 10 per cento, con un investimento di circa 1,2 miliardi di euro.
D. Quali interventi occorrono per una migliore efficienza e sicurezza?
R. Per lo stato di efficienza della rete nazionale che sarà ereditata dal GRTN c’è una convenzione con la Terna. Per la sicurezza sono previsti investimenti tecnologici, una batteria di condensatori aggiuntiva, un’ulteriore protezione, una diversa sistemazione della matrice degli equilibratori automatici di carico nelle stazioni. Si tratta di costi meno significativi della costruzione di una nuova centrale, ma nel momento in cui si mette in sicurezza una parte debole della rete tra Monfalcone e Venezia, si rende molto più robusta l’interconnessione con la Slovenia, direi fino all’Ungheria. Gli effetti sono maggiori dell’investimento.
D. Considera positiva l’unificazione tra gestione e proprietà della rete da parte del GRTN?
R Ritengo questa decisione positiva, ma poiché ci riguarda, non sta a noi pronunciarci. Come cittadino la considero importantissima, un miglioramento dell’assetto. Secondo la Terna, proprietaria dell’asset più rilevante, e secondo il Ministero dell’Economia che è proprietario sia della della Terna sia del Gestore, l’operazione potrebbe attuarsi in primavera.
D. Come valuta l’avvio dell’attività della Borsa elettrica?
R. Sono un suo fautore. Come consigliere personale del ministro delle Attività produttive ho fatto parte del gruppo di esperti che ha disegnato le linee guida del sistema 2004 e vedo che tutto procede nei tempi previsti, quindi penso che sarà rispettato l’avvio nel gennaio 2004.
D. Con la Borsa elettrica alcuni prevedono un aumento dei prezzi al chilowattora per i maggiori costi dovuti alla moltiplicazione di enti e strutture. Qual’è la sua previsione?
R. Non credo influente la moltiplicazione di operatori. L’aspetto più interessante è che si potrà migliorare l’efficienza di tutti, anche perché oggi le differenze di prezzo che si formano nella giornata sono riconosciute dall’Autorità sulla base di un sistema, le fasce orarie, vecchio di 10 anni. Nel frattempo i profili tra bassa e alta domanda, cioè tra le fasce che costano di meno e quelle che costano di più, sono cambiati. Fino all’anno scorso avevamo il picco di domanda d’inverno, quest’anno l’abbiamo avuto d’estate. Da economista studioso degli scenari evolutivi del Paese, credo che dobbiamo renderci conto dell’importanza degli stili di vita. In società come quelle del Nordafrica, in cui metà dei cittadini sono sotto i 14 anni, i bisogni sono diversi da una in cui metà sono sopra i 60 anni. Quelli hanno bisogno di scuole e di spazi aperti, noi di ospedali e di luoghi con aria condizionata. Il giovane vive per strada, l’anziano ha bisogno di case con elettrodomestici e condizionatori. Cambia la qualità della vita e questo va considerato nella previsione del futuro sistema. La Borsa, cioè il mercato, farà capire, con i prezzi che si formano di giorno, di notte, d’estate, d’inverno, quali sono le reali esigenze. Perché l’elettricità è una merce, ma anche un servizio per la qualità della vita. La legge 290 prevede il meccanismo del «capacity payment», il pagamento della capacità, consistente nella remunerazione parziale dei costi fissi, che dovrebbe calmierare i prezzi dell’energia degli impianti più costosi. È un sistema analogo a quello del canone telefonico che comprende una remunerazione fissa più il costo degli scatti.
D. Come produrre una quantità di energia in grado di sostenere l’aumento dei consumi? Riconversione di centrali esistenti, costruzione di nuove, accettazione del nucleare?
R. Innanzitutto grandi centrali a ciclo combinato, meno inquinanti e con minori costi delle precedenti. La riconversione di quelle esistenti è il primo atto. Poi molti impianti diffusi, a gas, idroelettrici, a vapore per teleriscaldamento, a biomasse, piccoli, da uno o due megawatt, per centri residenziali e commerciali, complessi edilizi. Nel Nord ve ne sono molti, le piccole dimensioni li fanno accettare più facilmente delle grandi centrali. In Umbria, sul Tevere, un sindaco ha creato con una diga un salto d’acqua dove nel 1600 esisteva un mulino, realizzandovi un impianto idroelettrico da 4 megawatt che serve il Comune. È un esempio di sfruttamento di situazioni naturali. Dove esistono boschi si può usare il legname derivante dalla manutenzione come biomassa per produrre elettricità. Tanti piccoli impianti potrebbero soddisfare le esigenze quotidiane a costi e impatto ambientale minori, e potrebbero utilizzarsi nei momenti di scarsità di energia connettendoli con le dorsali. In occasione del black-out sono rimasti in funzione telefoni fissi, telefonini, televisioni, radio, trasporti aerei e su gomma, distributori nelle autostrade, e quanti disponevano di autogeneratori come gli ospedali. Sono mancati i servizi legati alla rete: acqua, trasporti ferroviari, illuminazione pubblica che pure rappresenta una quota esigua dei consumi, l’1,5 per cento. Se in una zona rurale un generatore o una piccola centrale installata su un salto d’acqua avessero garantito l’energia per l’illuminazione pubblica e il sollevamento dell’acqua, la popolazione avrebbe subito minori disagi. Piccole fonti rinnovabili e microgeneratori molto diffusi e collegabili con le dorsali non sostituiscono i grandi impianti per le industrie e le città, ma possono aiutare nelle emergenze.
• back