prezzi del gas

di Lorenzo Nicolao

Per essere la prima utility gas al mondo con un network interamente digitalizzato non basta la trasformazione degli asset, ma una strategia profonda che comprenda un rinnovamento dei processi e delle competenze delle persone. Italgas conosce bene la sfida che ha di fronte, perché essere pionieri della transizione energetica è una sfida nella quale non ci si può appellare ad altri benchmark e modelli consolidati da seguire. L’azienda, da 180 anni leader del mercato in Italia nella distribuzione del gas naturale, è portatrice di una tradizione che guarda al futuro, a partire dall’immediato presente, quello della transizione ecologica e dei banchi di prova generati da un conflitto come quello in Ucraina.

La mission in realtà è sul tavolo di Italgas dal 2017, ben prima della crisi energetica provocata dalla guerra, ma adesso, tra biometano, idrogeno, Gnl e fonti rinnovabili, diventa necessario sostituire uno dei principali Paesi esportatori e i suoi 155 miliardi di metri cubi che giungevano in Europa. Una cinquantina potrebbe essere presto importata da Qatar, Usa, Egitto e Africa occidentale, mentre una decina potrebbe invece venire da Azerbaigian, Algeria, Norvegia e Libia. Questo non toglie che l’Italia, come i suoi partner europei, continui a dipendere anche dagli sviluppi politici e dalla stabilità di questi Paesi, aspetto che rende cruciale un processo che guardi sempre più all’indipendenza e che dia uno spazio sempre maggiore al biometano (che potrebbe valere in futuro 35 miliardi di metri cubi) e all’idrogeno importato e prodotto autonomamente, fino a un totale di 20 milioni di tonnellate.           

«La guerra ha dato una spinta al rinnovamento, costringendo a rivedere l’agenda delle importazioni nel campo energetico, esattamente come la pandemia aveva accelerato i processi di digitalizzazione – spiega a Economy l’amministratore delegato di Italgas Reti Pier Lorenzo dell’Orco – Per questo non è importante solo diversificare le forniture, emancipando sempre più l’Italia dal gas russo, ma anche gestire il futuro mix energetico che sarà consegnato ai nostri clienti nell’ottica della decarbonizzazione, distribuendo percentuali sempre maggiori di biometano, idrogeno e metano sintetico, per i quali l’Italia è ancora indietro rispetto a Paesi come Germania e Francia».

Nel contesto dell’Unione europea il programma RePowerEU si iscrive perfettamente nelle circostanze attuali, con 19 Paesi che tra il 2018 e il 2020 hanno raddoppiato gli impianti per la produzione di biometano fino a 729 unità, stimando una quantità compresa tra 1.150 e 1.422 terawattora l’anno, oltre un quarto del consumo totale all’interno dell’Unione. Nello specifico, in questo periodo in Francia sono presenti 337 impianti per 585 milioni di metri cubi di biometano prodotti in un anno. La Germania con i suoi 242 impianti arriva addirittura a 1,2 miliardi di metri cubi. L’Italia con 54 impianti raggiunge 479 milioni di metri cubi, ma un’altra cinquantina di impianti è in programma, circa venti solo nel Mezzogiorno, per incrementare la produzione con altri 300 milioni di metri cubi.

Italgas guarda con interesse all’opportunità offerta dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza, con circa 2 miliardi di euro per il biometano e altre risorse destinate alla ricerca e allo sviluppo dell’idrogeno, che finora ha presentato barriere economiche importanti, ma che in prospettiva offre traguardi non indifferenti nell’ambito della transizione ecologica, incoraggiando quella sostituzione degli idrocarburi necessaria per portare il settore energetico a un’altra dimensione, anche per il rispetto dell’ambiente. Nel Comune di Sestu, in provincia di Cagliari, l’azienda sta portando avanti un progetto che vede protagonista proprio l’idrogeno verde, come elemento per alimentare aziende e mezzi di trasporto nel prossimo futuro.

Chiave di volta per conseguire gli obiettivi posti da Italgas, resta però la digitalizzazione, strumento fondamentale che si rende indispensabile per i nuovi criteri di efficientamento energetico da raggiungere. «L’energia migliore è d’altronde quella che si risparmia, a parità di servizi», ricordano da Italgas, proprio perché la gestione di una rete chiamata a gestire diversi gas deve dotarsi di nuovi strumenti per il funzionamento ordinario e per la propria manutenzione. Il ruolo di un Dso (Distribution System Operator), soprattutto se così importante, è pertanto strategico, perché come parte dei circa due milioni di chilometri di reti in Europa dovrà non solo essere capace di accogliere rapidamente le quote incrementali di gas rinnovabile attraverso la trasformazione digitale, ma inventare da zero una rete «full digital», per consentire la gestione del servizio e conoscere in ogni momento la composizione del mix energetico che viene distribuito ai clienti, raccogliendo dati e trasmettendoli in tempo reale, ricevendo istruzioni e controllando le proprie infrastrutture da remoto, velocizzando di conseguenza gli interventi.

In un paese come l’Italia una missione così innovativa implica inevitabilmente anche una sfida normativa. Da una parte la necessità di accelerare i processi di autorizzazione, perché per il via libera a un intervento che richiede un massimo di due anni attualmente ne occorrono in media tre. Poi perché il sistema energetico necessita di un quadro regolatorio uniforme, possibilmente a livello comunitario, che possa supportare una gestione efficace dei surplus, per esempio, di biometano iniettato localmente rispetto alla capacità della rete di distribuzione. Una sfida che al momento riguarda anche gli elevati costi di allacciamento degli impianti di biometano (spesso situati in zone agricole e in aperta campagna) alla rete principale della distribuzione. Un obiettivo soprattutto per GD4S, l’associazione europea dei distributori del gas.

Dell’Orco è stato molto chiaro sulle linee guida da seguire e ha riassunto i piani per Italgas, tra trasformazione digitale ed efficienza energetica. «Da soli i nuovi asset non bastano, questo dobbiamo tenerlo bene in mente – ha spiegato – Per promuovere quello che non sarà un semplice cambio di rotta, ma una vera e propria rivoluzione, saranno necessarie persone con nuove competenze, perché gestire una rete digitalizzata richiede un lavoro completamente diverso rispetto a quello di una rete tradizionale. Gli schemi consolidati ultracentenari salteranno, perciò occorre prima creare delle figure che ancora non esistono sul mercato, come per esempio i “gas data translator”, per poi utilizzarle sulla rete dopo una formazione interna. Il re-skilling è necessario per sviluppare la nostra forza lavoro. Non basta più essere un tecnico del gas, occorre essere anche capace di utilizzare strumenti digitali moderni, come per esempio i modelli predittivi utili alla gestione della rete. Ciò comporta un cambiamento radicale anche del portafoglio delle attività di formazione dedicate alle nostre risorse umane. Non abbiamo nessuno a cui guardare in questo, ma quel che stiamo inventando non è più un’opportunità o un valore aggiunto, ma una scelta strategica per il futuro del settore. Una rivoluzione copernicana che siamo chiamati a vincere. Con le circostanze attuali non ci saranno vie di mezzo».