intervista all’ad

Starace: «Enel sarà carbon free con 10 anni di anticipo»

di Laura Serafini

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Francesco Starace - Bloomberg


9' di lettura

Enel è in grado di raggiungere con almeno 10 anni di anticipo il target di zero emissioni di Co2 rispetto all’obiettivo del 2050. E questo grazie al processo di sostituzione della generazione tradizionale con quella rinnovabile. «Enel Green Power è in grado di istallare 2,5 gigawatt di rinnovabili all’anno. A livello globale abbiamo un parco di generazione convenzionale di 48 gigawatt: con questi tassi di sostituzione avremo completato il processo in 15-20 anni», spiega l’ad di Enel, Francesco Starace, in questa intervista. E annuncia una svolta epocale nel mercato elettrico. «Recenti ricerche - dice il manager - mostrano come ormai sia più conveniente costruire un impianto rinnovabile nuovo piuttosto che tenerne in esercizio uno convenzionale già ammortizzato. Questo implicherà un’accelerazione nel processo di spegnimento degli impianti convenzionali, riducendo le emissioni. Penso che per questo motivo gli obiettivi di Parigi sul clima saranno raggiunti in anticipo. Tanto che presto darsi target sulla riduzione della Co2 non avrà più senso».

Negli ultimi 3 anni il business di Enel ha cambiato volto, riducendo il peso della generazione tradizionale a vantaggio delle rinnovabili, puntando anche su reti intelligenti, innovazione e nuovi servizi ai clienti. Una rivoluzione che è soltanto all’inizio. Dove andrà il gruppo nel prossimo triennio? Il settore dell’energia elettrica è molto fortunato, perché il suo mercato tenderà a crescere, allargandosi a nuovi ambiti. E questo avverrà sotto la spinta di due forze: la digitalizzazione, che consente di rendere intelligenti anche asset realizzati molti anni fa. E i miglioramenti che la scienza dei materiali ha portato ovunque, rendendoli più convenienti e performanti. Queste spinte rendono i costi di generazione e distribuzione più bassi e consentono di ampliare l’utilizzo dell’energia elettrica a comparti nei quali prima sembrava uno spreco, come il riscaldamento, o una frontiera pionieristica, come il trasporto elettrico.

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L’ampliamento del mercato di riferimento cosa comporta per voi? È un fenomeno che non riguarda ovviamente solo Enel e che avrà implicazioni globali importanti. In alcuni mercati, soprattutto europei, sta già avvenendo una trasformazione epocale che in verità noi, nella nostra strategia, avevamo già previsto qualche anno fa. L’outlook di Bloomberg 2017 sul settore dell’energia pubblicato in queste settimane per la prima volta evidenzia che sta diventando più conveniente costruire un nuovo impianto di generazione rinnovabile, piuttosto che tenerne in esercizio uno di generazione termoelettrica il cui investimento è già stato ammortizzato. Quando il punto di equilibrio arriva a questa soglia, la tecnologia meno conveniente viene spenta. Nei paesi Ocse non c’è più nessuno che costruisce centrali termoelettriche: quello che sta diventando realtà è che ogni anno andrà verificato se tenere in funzione una centrale convenzionale conviene ancora o no. E in questo ultimo caso spegnerla. L’implicazione di tutto questo è l’accelerazione dell’orizzonte di sostituzione della generazione convenzionale con quella rinnovabile. Il cambio del mix di generazione, in particolare in Europa, sarà più veloce e questo porterà ad accelerare il processo di riduzione delle emissioni di anidride carbonica. Ritengo che i target climatici stabiliti con l’accordo di Parigi per il 2030 possano essere raggiunti e superati anzitempo. Penso che nel prossimo futuro porsi degli obiettivi di riduzione della Co2, soprattutto per la generazione elettrica, non avrà più senso perché sarà un processo naturale guidato da una convenienza economica.

Enel cosa farà con la generazione convenzionale? Abbiamo dichiarato un obiettivo di generazione “carbon free”, cioè a emissioni zero, entro il 2050. Molto probabilmente raggiungeremo il target prima: Enel Green Power ha costruito un modello di business che nel 2017 ci consentirà di istallare 2.500 megawatt di potenza aggiuntiva. Un record annuale che nessun altro operatore al mondo è ancora in grado di raggiungere. Il nostro gruppo ha in esercizio 48.000 megawatt di generazione convenzionale: con questo tasso di sostituzione, Enel è in grado di chiudere l’intero parco termoelettrico in meno di 20 anni, attorno al 2035. Questo processo ha però implicazioni importanti. A partire dall’impatto che l’immissione di sempre maggiori quantitativi di generazione rinnovabile, per definizione meno programmabile, ha sulla rete di trasmissione. Da questo punto di vista un ruolo sempre maggiore avranno i sistemi di stoccaggio di energia. Mentre gli impianti di generazione tradizionale potranno avere ancora un ruolo residuale in termini di bilanciamento della rete.

Enel ha lanciato la nuova divisione E-Solutions proprio per entrare in tutti i nuovi segmenti del mercato elettrico che si aprono con la digitalizzazione e l’innovazione. Ma l’impiego dei sistemi di stoccaggio, lo sviluppo del mercato di Demand response, il trasporto alimentato ad elettricità in Italia e in Europa hanno limiti di natura regolamentare, mentre negli Usa la regolazione è più evoluta. È vero che siete presenti a livello globale, ma in Europa traete ancora la gran parte del fatturato.
La regolazione di tipo europeo pone ancora alcuni limiti. Negli Usa, ma anche in Corea o in Giappone per fare qualche esempio, sono più avanti per quanto riguarda la gestione della domanda attiva. Anche se in Europa, in Italia e in Spagna in particolare, ci sono punte molto avanzate nella digitalizzazione della rete. La domanda attiva prevede che a bilanciare la rete, soprattutto nelle fasi di picco, oltre alla generazione possa contribuire anche la domanda di energia. Il cliente impresa o grande centro commerciale può decidere, a fronte di una remunerazione stabilita da un apposito mercato, di farsi distaccare per un certo periodo. È un processo ben diverso dal sistema dei cosiddetti interrompibili previsto in Italia e finanziato con le tariffe elettriche. Negli Usa è molto diffuso: stiamo finalizzando l’acquisizione di EnerNoc, società specializzata in questo business a livello globale, che ha una base di circa 8mila clienti industriali e 6mila megawatt di domanda staccabile. Per decollare in Europa il mercato della domanda attiva ha bisogno di alcune modifiche regolatorie che credo troveranno attuazione nel nuovo Winter clean energy package cui sta lavorando la Commissione europea.

Quanto ci vorrà perché la regolazione apra a questo business in Europa? E quali margini di sviluppo può avere Enel sul mercato italiano? In Europa alcuni paesi si muoveranno prima della regolazione perché hanno maggiori necessità di gestire i picchi di domanda, come la Gran Bretagna e la Germania in alcune aree. Ma anche in Italia ci sono margini importanti: il mercato nazionale si presta a questo business perché le aziende italiane hanno cicli di produzione che possono essere interrotti con problemi limitati. Un’altra rivoluzione importante arriverà con l’istallazione dei contatori di nuova generazione, che abbiamo avviato quest’anno. È importante perché rende possibile a un ufficio, una casa, una fabbrica, un centro commerciale di accedere a dati di consumo e ai prezzi previsti per il consumo orario in tempo reale e di conseguenza consente di programmare gli impianti in modo che essi, con queste informazioni, decidano in modo autonomo di fare o meno certe cose. Il beneficio per le imprese può essere enorme. Non servono investimenti particolari per adattare gli impianti produttivi, perché la digitalizzazione consente di rendere intelligenti apparati che non lo sono nativamente.

Il piano industriale annunciato nel novembre scorso prevede margini e utile in crescita nei prossimi anni. Ma quanto le potenzialità di questi nuovi business, tra cui domotica, auto elettrica, pagamenti digitali, che saranno sviluppati da E Solutions, sono incluse in quei target?
Nel piano industriale non abbiamo incluso questi numeri, c’è solo l’evoluzione inerziale di quanto Enel già faceva su illuminazione pubblica, sulla gestione delle carte di debito in Colombia, o sulla manutenzione nelle case in Spagna. L’integrazione e l’espansione di queste attività sono qualcosa di completamente nuovo che verrà inserito nei nuovi target di crescita che annunceremo il prossimo novembre. E lì potranno esserci sorprese importanti.

Il governo ha varato la nuova Strategia energetica nazionale. Quanto vi può supportare in Italia sui vostri business?
È un documento di indirizzo, che dovrà essere vagliato dalla Ue e la sua efficacia si vedrà nella capacità delle varie regioni italiane di darne attuazione. Mi sembra che i target previsti per la generazione rinnovabile in Italia, tra il 48 e il 50% entro il 2030, siano un po’ timidi. Si potrebbe andare oltre il 50%, anche se comunque questo il mercato lo farà in modo autonomo. È però un po’ un’occasione persa in termini di programmazione, anche in tema di efficienza energetica. Quanto al gas credo che per rendere più sicuro e flessibile l’approvvigionamento, varrebbe la pena puntare con più decisione sulla realizzazione di qualche rigassificatore. La visione in base alla quale il phase-out del carbone implicherà un incremento del ruolo del gas, anziché delle rinnovabili, riflette un’impostazione europea che a mio avviso rischia di non essere lungimirante. Questa nostra visione è condivisa da alcune tra le maggiori utility europee.

Entro fine anno lancerete il piano per istallare 12mila colonnine di ricarica per auto elettriche in Italia. Una parte del piano passa per il bando Eva plus, relativo alla copertura delle rete autostradale, vinto da Enel. Su come e dove mettere 180 colonnine c’è però divergenza di vedute con Aiscat.
Non vedrei la questione in questi termini. Il tema è molto semplice e relativo a dove istallare le prime 30 colonnine. A nostro avviso, lungo la parte della rete dove è previsto il pedaggio sarebbe più utile per gli utenti istallare le colonnine fuori dalla rete autostradale in prossimità delle uscite. E questo perché la gran parte delle persone oggi usa i veicoli elettrici per gli spostamenti in città o in aree limitate e non per lunghi viaggi. Costringerli a pagare il pedaggio per ricaricare l’auto, almeno nella fase iniziale, potrebbe essere un freno alla diffusione della mobilità elettrica.

Avete annunciato un nuovo modello, il Bso, per finanziare gli investimenti nelle rinnovabili. A che punto siete?
Dopo gli Stati Uniti, il progetto più importante al momento è in Messico. È stata avviata la procedura per la vendita della maggioranza di un veicolo in cui conferiremo gli asset che già possedevamo nel paese e i progetti che abbiamo in costruzione. In tutto si tratta di oltre 1000 megawatt. L’interesse è molto alto: abbiamo avuto 19 manifestazioni di interesse da parte di fondi di investimento internazionali e infrastrutturali. Ora siamo a una short list di 3-4 fondi. L’operazione sarà conclusa entro l’anno, con un incasso atteso superiore a 500 milioni. Andiamo inoltre avanti con il processo di dismissioni: ci sono tre operazioni in corso. Tra Bso e cessioni dovremmo incassare oltre un miliardo. Dopo l’estate faremo anche operazioni di riacquisto di minoranze in Sudamerica: Brasile, Cile, Argentina, Colombia sono i paesi dove ci sono opportunità per creare valore.

Parliamo del mercato della maggior tutela in Italia, ovvero quei 23 milioni di utenti che hanno una tariffa elettrica protetta e che terminerà nel 2019. Perché siete contrari alle aste (ipotizzate e poi rimosse dal Dl concorrenza) che nella fase di transizione al libero mercato consentirebbero di ripartire tra le diverse utility gli utenti che non sono migrati?
Non siamo contrari. Pensiamo che le aste abbiano scarse possibilità di passare il vaglio delle Autorità europee perché al cliente viene tolto il diritto di scegliere.

Altro tema sensibile è la banda larga. Perché siete contrari a una eventuale fusione tra Tim e Open Fiber?
Quale sarebbe l’interesse per Enel e suoi azionisti di possedere una quota del 5% della società post-fusione? Enel non ha come scopo l’investimento passivo finanziario in una società che opera in un settore dal quale, tra l’altro, il gruppo è uscito qualche anno fa.

L’ex ad di Wind lo ha scelto lei per fare l’ad di OF. Quanto sono fondate le voci sull’uscita di Tommaso Pompei?
Questo non succederà. A noi interessa solo che la rete sia a disposizione di tutti gli operatori alle medesime condizioni. Se Telecom volesse operare ad armi pari con i suoi concorrenti dovrebbe fare un accordo commerciale con OF.

Ha senso per Enel restare a lungo nel capitale OF?
Dipende da come evolverà il modello di business di OF. Siamo interessati al ritorno sull’investimento e alle sinergie finanziarie che questa rete nel futuro ci può dare. Rimarremo nel capitale di OF per un considerevole numero di anni. Non pensiamo di uscire.

Nel 2014 aveva immaginato che il titolo Enel potesse arrivare a 5 euro in un paio di anni. Ci sta arrivando in questi giorni, anche in virtù dell’integrazione di Egp e del riassetto in Sudamerica. Cosa si aspetta per il futuro?
Siamo andati anche oltre quello che avrei immaginato: siamo la più grande azienda per capitalizzazione in Italia, la più grande in Europa nel nostro settore e una delle più grandi utility al mondo. Gli azionisti stanno apprezzando la storia di Enel. Il consenso del mercato ora è a 5,2 euro, con alcune raccomandazioni sopra i 6 euro. La nostra storia sta diventando di successo nella sua complessità tecnologica e geografica, siamo il paradigma dell’utility moderna e alcuni stanno cominciando a copiarci. Oggi l’azienda è meno rischiosa e ha più flessibilità, con una possibilità di utilizzo dei capitali elevata.

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