Gallo (Italgas): “L’approccio ideologico non aiuta la transizione”

MILANO – “Un’operazione storica”. Così la definisce Paolo Gallo, numero uno di Italgas, dopo aver messo sul piatto più di 5 miliardi tra debito e capitale per portarsi a casa 2i Rete Gas, il secondo operatore italiano con 4,9 milioni di clienti finali nella distribuzione al dettaglio, proprio alle spalle di Italgas che di clienti ne ha 8 milioni. Consolidare significa creare “un operatore nazionale ed europeo capace di fare investimenti e in grado di guidare la transizione energetica”.

Unire il primo operatore con il secondo non è un rischio Antitrust?
“Non nel nostro settore: con 2i Rete Gas arriveremo al 55% della rete in Italia; se guardiamo all’Europa, il primo operatore in Francia è al 77%, in Spagna al 70%. In Inghilterra il più grande copre il 50%, l’unica eccezione è la Germania che ha un mercato più frazionato. Le tariffe tra l’altro le determina l’Arera, l’authority di vigilanza, che regola tutto il settore, dando penali e bonus e giudicando la qualità del servizio".

Com’è strutturato il mercato?
"In Italia c’erano circa 6mila concessioni, di cui circa 2 mila erano in capo a Italgas. Nel 2012 sono scadute per legge e il decreto Letta è intervenuto per raggrupparle in 177 ambiti territoriali con l’intento di mandarle a gara per ridurre la frammentazione del settore, prevedendo per ciascuna una durata di 12 anni. Da allora, però, sono state assegnate solo 9 concessioni e per le altre si va avanti in regime di prorogatio”.

Un disastro, come mai?
“Chi appalta sono le grandi città oppure, se l’ambito territoriale raggruppa più comuni, se ne sceglie uno come capofila. Per andare a gara, la stazione appaltante deve raccogliere i dati delle reti ed elaborare un piano industriale per sviluppare l’infrastruttura esistente. In realtà in molti casi mancano le competenze per farlo e, se non si procede, non accade comunque nulla, e l’Arera continua a regolare servizio”.

Quali sono le conseguenze delle mancate assegnazioni?
“Non vengono fatti investimenti nella rete e si è creata una situazione a macchia di leopardo. Un grande operatore come Italgas investe comunque, mentre i piccoli non hanno interesse a farlo senza la certezza di poter proseguire nella gestione della concessione. La nostra rete è all’avanguardia, completamente digitalizzata e in grado di distribuire, oltre al metano, biometano e idrogeno. Quella dei piccoli operatori no, con tutto ciò che ne consegue per la transizione energetica".

Quindi conviene avere grandi operatori?
"Certo, anche da un punto di vista economico, perché l’Authority stabilisce tariffe – a riconoscimento dei costi operativi – più basse per chi gestisce più contatori: si va dai piccoli operatori che hanno meno di 50 mila utenze finali ai grandi con oltre 300 mila, tenendo conto anche della densità abitativa. Sulla base di questa distinzione, noi ‘costiamo’ circa 10 euro in meno a contatore. E in Italia ce ne sono 28 milioni. I grandi operatori inoltre hanno una maggiore capacità ingegneristica, finanziaria e tutte le efficienze gestionali generate, per come sono strutturate le tariffe, tornano a beneficio del sistema”.

Secondo lei non interverrà l’Authority sulla vostra operazione?
“L’Antitrust valuterà se in alcuni ambiti è stata ridotta la competizione e ci chiederà di mettere in atto dei rimedi per ripristinare la competizione, anche vendendo degli asset".

E chi potrebbe comprare?
“Operatori come Hera, Iren, Acea, A2a, Ascopiave, ma anche fondi infrastrutturali sempre più interessati a reti che sono regolate".

Torniamo alla transizione energetica, ce la faremo a centrare gli obiettivi di decarbonizzazione?
"In questi anni è stata raccontata una favola, che in quanto tale è a lieto fine. Ma la realtà è un’altra. Il sistema energetico è complicato ed è fatto di domanda e produzione: la prima è poco gestibile, mentre la seconda con fonti rinnovabili non è programmabile. Il mismatch è garantito dalla produzione elettrica di centrali prevalentemente alimentate a gas: le turbine ricevono i segnali di aumento o riduzione di produzione direttamente dal gestore della rete, Terna. Non è possibile bilanciare il sistema solo con le batterie. Per esempio, se pensassimo di sostituire i 16 miliardi di metri cubi di gas stoccato e usato oggi per bilanciare il sistema energetico nazionale durante l’inverno, servirebbe l’equivalente di 200mila campi di calcio occupati da batterie”.

Come possiamo allora sostituire il gas se non bastano le rinnovabili?
"Non bisogna avere un approccio ideologico, cioè indicare una sola strada per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione, ma essere tecnologicamente neutrali e investire sull’innovazione. Una delle strade è la decarbonizzazione delle molecole che vengono immesse nella rete. Una delle soluzioni è il biometano che si ricava dal trattamento dei rifiuti agricoli, dei fanghi di depurazione e si qualifica come gas verde. Se questo si combina con sistemi di cattura della CO2, si qualifica come gas a CO2 negativa. La CO2 catturata può avere molti usi: se combinata con l’idrogeno, consentirebbe di creare metano sintetico. Il potenziale di produzione di biometano in Italia è di 8-10 miliardi di metri cubi: oggi ne produciamo meno di un miliardo. Già solo l’upgrade a biometano dei 2.000 impianti esistenti di biogas garantirebbe una produzione addizionale di circa 1,2-1,3 miliardi di metri cubi di gas rinnovabile”.

E l’idrogeno?
“Le nostre reti sono già pronte per distribuirlo insieme ad altri gas, ma il costo dell’idrogeno prodotto da fonti rinnovabili non è competitivo: c’è bisogno di investimenti in R&D per ridurne il costo di produzione".

In molti, compresi alcuni esponenti del governo, parlano di ritorno al nucleare?
"Il nucleare è un’altra area in cui occorre fare ricerca. Da quello che si legge gli Small Modular Reactors sembrano avere dei costi decisamente più bassi. Ma anche in questo caso, non bisogna dire in maniera aprioristica mi piace o non mi piace, quando sicurezza e costi saranno accettabili, si potrà procedere anche in questa direzione”.

Un’altra risorsa fondamentale per il nostro futuro è l’acqua. Come siete entrati in questo settore?
"Avevamo già da molti anni una concessione a Caserta e provincia e gestendola abbiamo capito che tutte le soluzioni digitali messe a punto per il gas vanno bene anche per l’acqua e possono permettere di compiere un grande salto gestionale”.

In che modo?
"Le nostre reti gas perdono meno dello 0,1%, quelle elettriche di distribuzione circa il 10%-12%. Le reti idriche perdono tra il 40 e il 70%. Digitalizzando le reti, possiamo individuare più agevolmente le perdite e intervenire con investimenti mirati, in grado di contenere i costi e le tariffe, anche queste regolate dall’Arera, la stessa authority del gas”.

Dove state operando?
"Abbiamo rilevato gli asset di Veolia in Sicilia, Campania e Lazio e li abbiamo concentrati in un nuovo soggetto, Nepta. Nelle prime due regioni siamo operatori di sovrambito, nella terza ci occupiamo del ciclo idrico integrato. In quest’ultimo caso il territorio coincide in buona parte con quello in cui gestiamo le reti del gas. Questo ci permette di programmare interventi congiunti riducendo i costi e l’impatto in termini di disagio”.

Perché si investe poco sul settore?
"Il mercato è molto frammentato. Poi esiste il tema, a volte trattato in maniera ambigua, dell’acqua pubblica che frena il miglioramento: l’acqua non si paga, si paga il servizio idrico che significa progettualità e investimenti in captazione, potabilizzazione, distribuzione e depurazione. E se un’azienda non fa profitto, non è in grado di investire per migliorare il servizio e la rete”.

Come si risolve il problema dell’acqua in Sicilia dove operate nel trasporto all’ingrosso?
"C’è un commissario che sta studiando insieme a noi un sistema per realizzare tre nuovi desalinizzatori per aumentare le disponibilità d’acqua. Ma il tema fondamentale è intervenire anche sulle reti cittadine di distribuzione, riducendo le perdite che oggi toccano punte superiori anche al 70%”.