1 L’AUMENTO DELLA DOMANDA

Tutte le stime sul fabbisogno energetico futuro concordano sulla crescita dei consumi: nonostante la forte spinta verso il risparmio energetico e l’efficientamento delle reti di trasmissione e delle utilities, la sola elettrificazione della mobilità su strada, ad esempio, porterà a un aumento di domanda considerevole e quindi a un incremento della produzione a livello globale.

L’aumento di produzione, abbinato alla necessità di ridurre il ricorso alle fonti fossili, non potrà essere pareggiato ricorrendo solo a una massiva installazione di GW da rinnovabili tradizionali: oltre alla difficoltà pratica del dover quadruplicare la potenza attualmente prodotta da eolico, solare e idroelettrico, l’evidente discontinuità nella produzione renderebbe necessario un massiccio dispiegamento di stazioni di accumulo che, da un lato, farebbe impennare la domanda dei materiali che costituiscono le batterie (senza considerare i costi di smaltimento a fine vita, visto che si tratta di rifiuti speciali) e dall’altro renderebbe più acuto il problema della scarsa disponibilità di bacini idrici da utilizzare per le stazioni di pompaggio.

Il percorso verso la transizione energetica dovrà, quindi, essere supportato da un incremento nella produzione di energia prodotta con il nucleare da fissione, almeno fino a quando non sarà disponibile la fusione nucleare che, oltre ad essere climaticamente neutrale, gode di un’accettabilità sociale molto più alta rispetto alla fissione nucleare e riduce sensibilmente la dipendenza geografica delle materie prime necessarie.

LA DISTRIBUZIONE DELLE RISORSE ENERGETICHE

Tutte le fonti citate in precedenza, infatti, con la sola eccezione dell’eolico, necessitano di materie prime che non sono uniformemente distribuite sul pianeta e il loro approvvigionamento può generare tensioni che possono sfociare in crisi energetiche su larga scala che influenzano pesantemente l’andamento dell’economia mondiale: basti pensare alle crisi petrolifere degli anni Settanta o alla situazione che stiamo vivendo in questi mesi a seguito del conflitto tra Russia e Ucraina.

Se consideriamo i combustibili fossili, i loro depositi dipendono sia dal clima e dagli organismi che vivevano in una determinata zona centinaia di migliaia di anni fa sia dai fenomeni geologici che hanno avuto luogo da allora. Le più grandi riserve di carbone si trovano negli Stati Uniti, Russia, Cina, Australia e India, dove milioni di anni fa c’erano lussureggianti foreste paludose con molti alberi che hanno fornito il materiale organico per produrre carbone.

I depositi di gas naturale sono spesso prossimi ai depositi di petrolio: in quelli più vicini alla superficie terrestre prevale quest’ultimo, mentre quelli profondi, formatisi con pressione e temperatura maggiori, contengono più gas naturale; andando maggiormente in profondità si trovano giacimenti costituiti da gas naturale puro.

Secondo la U.S. Energy Information Administration le più grandi riserve di gas naturale al mondo sono in Russia, Iran, Qatar, Arabia Saudita, Stati Uniti e Turkmenistan.

L’ultimo combustibile da considerare è quello necessario per la fissione nucleare: l’uranio. In questo caso, oltre alla distribuzione geografica, che comunque non è omogenea, occorre tener presente che si tratta di un materiale che può essere utilizzato per usi bellici, quindi è una risorsa soggetta a controlli di sicurezza molto stringenti e l’approvvigionamento è particolarmente complicato.

Le maggiori miniere di uranio si trovano in Australia, Kazakhstan, Russia, Cina, Canada, Brasile, Namibia, Sud Africa e Niger, che assieme posseggono attorno all’85% delle riserve mondiali. Va sottolineato che l’Europa non ha miniere di uranio significative.

Un approfondimento diverso va fatto sulle materie prime necessarie per sfruttare il solare fotovoltaico: se pure queste sono universalmente disponibili, il mercato attuale dei produttori di pannelli solari vede quasi l’80% della produzione mondiale realizzato da aziende cinesi risultando, di fatto, quasi un monopolio, con tutto ciò che ne consegue in termini di sicurezza nell’approvvigionamento.

Una considerazione merita inoltre l’idroelettrico: a causa della siccità, la produzione di energia idroelettrica mondiale nel 2021, per la prima volta in due decenni, è diminuita del 3% rispetto al dato dell’anno precedente, nonostante la crescita della capacità installata; inoltre la disponibilità di bacini e corsi d’acqua di dimensioni sufficienti per una centrale è tutt’altro che inesauribile.

Basti vedere il dato italiano: negli ultimi 10 anni la produzione da idroelettrico, pur generando più energia di solare ed eolico messi assieme, è aumentata solo del 7% a causa della saturazione della nostra rete idrica.

LE PROSPETTIVE DELLA FUSIONE NUCLEARE

E la fusione nucleare? Si tratta della reazione che avviene nel sole e nelle altre stelle, con produzione di un’enorme quantità di energia: due nuclei di elementi leggeri, ad esempio deuterio e trizio, portati a temperature e pressioni elevate, fondono formando nuclei di elementi più pesanti, come l’elio, con emissione di grandi quantità di energia.

I due nuclei possono fondersi solo a distanze molto brevi e – affinché questo accada – è necessario che la velocità con la quale si urtano sia molto alta: per ottenere sulla terra reazioni di fusione è necessario portare una miscela di deuterio e trizio a temperature elevatissime (100 milioni di gradi) per tempi sufficientemente lunghi.

A temperature così alte le singole particelle tendono a dissociarsi negli elementi costitutivi (ioni ed elettroni) e il gas si trasforma in una miscela di particelle cariche, cioè un plasma, che deve essere confinato in uno spazio limitato per un tempo sufficiente affinché l’energia liberata dalle reazioni di fusione possa compensare sia le perdite, sia l’energia usata per produrle: non esistendo in natura recipienti che possano resistere in queste condizioni si deve ricorrere al confinamento inerziale (cioè tramite luce laser concentrata sul combustibile) o magnetico (le particelle sono immerse in una combinazione di campi magnetici molto intensi che le costringono a seguire traiettorie a spirale intorno alle linee di forza mantenendosi lontano dalle pareti del recipiente).

Secondo la comunità fusionistica mondiale, il confinamento magnetico è la via più promettente. Tralasciando momentaneamente le difficoltà tecnologiche, che pure tutta la comunità scientifica internazionale del settore sta affrontando unita, il meccanismo di funzionamento di una futura centrale a fusione sarà molto simile a quello delle attuali centrali che usano combustibili più tradizionali: il calore prodotto dalle reazioni nucleari viene ceduto a un fluido che produce vapore e quest’ultimo espande in una turbina generando energia elettrica.

La differenza principale con le altre fonti sta proprio nel combustibile utilizzato: si tratta di isotopi dell’idrogeno, deuterio e trizio, che sono onnipresenti in natura (il deuterio) o facilmente producibili all’interno della centrale stessa (i neutroni prodotti dalla reazione di fusione incidono su nuclei di litio producendo un nucleo di trizio e un nucleo di elio, il trizio prodotto viene estratto e iniettato nella camera da vuoto come combustibile fresco).

Per farsi un’idea delle quantità in gioco, alcune valutazioni preliminari affermano che le riserve di litio attualmente conosciute basterebbero per produrre il trizio necessario per soddisfare tutta la domanda energetica annuale mondiale per i prossimi 9.000 anni.

Riguardo al deuterio, basta pensare che un grammo si presenta disciolto in circa 30 litri d’acqua di mare per capire che le riserve e la disponibilità sono realmente illimitate e universalmente disponibili.

Occorre poi considerare che i più grandi progetti scientifici che puntano a sviluppare la fusione nucleare come fonte energetica sono finanziati con fondi pubblici e coinvolgono tutte le organizzazioni scientifiche governative dei Paesi industrializzati: l’assenza di possibili usi militari, almeno per quanto concerne la fusione a confinamento magnetico, rende ancora più facile la condivisione delle risorse e dei risultati.

Ad esempio, al progetto ITER, che nei prossimi anni dimostrerà che è possibile produrre con la fusione molta più energia di quella necessaria per accendere e mantener caldo il plasma, partecipano l’Unione Europea e i governi di Stati Uniti, Cina, Giappone, Russia, Corea del Sud e India; i risultati che saranno prodotti da questo, e da tutti gli altri esperimenti sulla fusione nucleare, saranno disponibili a tutta la comunità scientifica internazionale, rendendo la tecnologia accessibile a chiunque voglia implementarla.

È quindi ragionevole concludere che la fusione nucleare sarà la prima fonte energetica della storia a non soffrire di tensioni geopolitiche per l’approvvigionamento delle risorse e per la quale non ci saranno ostacoli nel condividere fra i governi le soluzioni tecnologiche che la renderanno utilizzabile per la produzione di energia pulita, affidabile e inesauribile.

1. International Energy Agency (Iea), WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=ElecGen ByFuel

In Italia la produzione di energia elettrica avviene a partire dall’utilizzo di fonti energetiche non rinnovabili (i combustibili fossili quali gas naturale, carbone e petrolio in gran parte importati dall’estero) e in misura sempre più rilevante con fonti rinnovabili (come lo sfruttamento dell’energia geotermica, dell’energia idroelettrica, dell’energia eolica, delle biomasse e dell’energia solare); il restante fabbisogno elettrico (il 12,8% dei consumi totali nel 2017)[2] viene soddisfatto con l’acquisto di energia elettrica dall’estero, trasportata nel paese attraverso l’utilizzo di elettrodotti e diffusa tramite la rete di trasmissione e la rete di distribuzione elettrica.

Il fabbisogno di energia elettrica è comunque solo una parte dell’intero fabbisogno energetico nazionale dovendo considerare anche i consumi legati ad esempio all’autotrazione, al trasporto marittimo ed aereo, al riscaldamento degli ambienti e a parte della produzione industriale, in larga parte coperti dall’uso diretto dei combustibili fossili, anch’essi in massima parte di provenienza estera.

Secondo le statistiche di Terna, società che dal 2005 gestisce la rete di trasmissione nazionale, l’Italia, come sistema fisico nazionale comprendente le proprie centrali e le proprie stazioni di pompaggio, nel 2017 ha avuto consumi per circa 333591 GWh di energia elettrica. Tale dato è il cosiddetto “consumo o fabbisogno nazionale lordo” e indica l’energia elettrica di cui ha bisogno il Paese per far funzionare qualsiasi impianto o mezzo che necessiti di energia elettrica. Tale dato è ricavato come somma dei valori indicati ai morsetti dei generatori elettrici di ogni singolo impianto di produzione più il saldo degli scambi con l’estero. Tale misura è effettuata prima di una eventuale detrazione di energia per alimentare le stazioni di pompaggio e non considerando gli autoconsumi delle centrali (ovvero l’energia che la centrale usa per il suo funzionamento)[3]. Il dato di consumo nazionale lordo contiene una percentuale pari all’11,4% di energia importata dall’estero (ovvero, al netto delle esigue esportazioni, circa 37761 GWh annui nel 2017), che incide per l’11,8% sul valore dell’energia elettrica richiesta[3].

Se si escludono tali “consumi imposti” (servizi ausiliari, perdite nei trasformatori di centrale e l’energia elettrica per immagazzinare energia durante la notte attraverso le stazioni di pompaggio idriche), si ha un “consumo nazionale netto” o “richiesta nazionale di energia elettrica”, che nel 2012 è stato di 320548 GWh, in aumento del 2% rispetto all’anno precedente, inquadrato in un incremento medio degli ultimi venti anni pari allo 0,87% (è da notare tuttavia che tale media comprende anche il pesante calo del 2009 del 5,66%, dovuto principalmente alla riduzione dei consumi industriali a causa della grande recessione). Tale valore comprende anche le perdite di rete, calcolate intorno ai 18668 GWh (5,8%) circa. La parte rimanente (301880 GWh) rappresenta il consumo di energia degli utenti finali[3].

Per quanto riguarda invece la potenza richiesta, l’Italia ha bisogno mediamente di circa 38,1 GW di potenza elettrica lorda istantanea (36,6 GW di potenza elettrica netta istantanea). Tali valori oscillano tra la notte e il giorno mediamente da 25 a 55 GW, con punte minime e massime rispettivamente di 19,1 e 56,6 GW[4]. Tale valore risulta comunque inferiore al picco massimo della potenza richiesta, avutosi nel 2015 con la punta di 60,491 GW[5].

Il fabbisogno nazionale lordo di energia elettrica è stato coperto nel 2017 per il 62,8% attraverso centrali termoelettriche, che bruciano principalmente combustibili fossili in gran parte importati dall’estero (di tale percentuale, una piccola parte – inferiore al 5% – fa riferimento a biomassa, rifiuti industriali o civili e combustibile nazionale). Un altro 25,9% viene ottenuto da fonti rinnovabili (idroelettrica, geotermica, eolica e fotovoltaica) per un totale di energia elettrica di produzione nazionale lorda di circa 295830 GWh annui (2017). La rimanente parte per coprire il fabbisogno nazionale lordo (333591 GWh) è importata dall’estero nella percentuale già citata dell’11,4%[6].

Per quanto riguarda la potenza installata (ovvero la potenza massima erogabile dalle centrali), l’Italia è tecnicamente autosufficiente; le centrali esistenti a tutto il 2017 sono infatti in grado di erogare una potenza massima netta di circa 114 GW[7] contro una richiesta massima storica di circa 60,5 GW (picco dell’estate 2015[5]) nei periodi più caldi estivi. Secondo i dati del 2010 (in cui la potenza massima netta era pari a 106 GW) la potenza media disponibile alla punta stimata è stata di 69,3 GW[8]. La differenza tra la potenza teorica massima e la stima della potenza media disponibile è in parte dovuta a diversi fattori tecnici e/o stagionali (tra questi vi sono guasti, periodi di manutenzione o ripotenziamenti, così come fattori idrogeologici per l’idroelettrico o stime riguardanti l’aleatorietà della fonte per l’eolico e il fotovoltaico, ma anche il ritardo nell’aggiornamento delle statistiche sulle centrali), mentre in parte è dovuta anche al fatto che alcune centrali (soprattutto termoelettriche) vengono tenute ferme “a lungo termine” in quanto, come detto, non necessarie al soddisfacimento della richiesta. In particolare, secondo la definizione di Terna, la potenza media disponibile alla punta è la potenza che è stata erogata in media dagli impianti di generazione per far fronte alle punte giornaliere del periodo invernale[8]. Nonostante le suddette situazioni contingenti e/o stagionali, vi è comunque una sovrabbondanza di impianti di produzione, cresciuti di oltre il 40% tra il 2000 e il 2017[7].

La produzione non rinnovabile italiana è costituita esclusivamente dalla produzione di energia attraverso la combustione di combustibili fossili in centrali termoelettriche (a meno di produzione di quantità di energia minori attraverso la combustione di biomassa). Tale aliquota costituisce il 70,8% della produzione totale nazionale, il 65,3% dell’energia elettrica richiesta e al 62,8% del fabbisogno nazionale lordo[3].

Secondo le statistiche di Terna, la maggior parte delle centrali termoelettriche italiane sono alimentate a gas naturale (67,2% del totale termoelettrico nel 2017) e a carbone (15,6%). Percentuali decisamente minori fanno riferimento a derivati petroliferi (1,9%) e a gas derivati (gas di acciaieria, di altoforno, di cokeria, di raffineria - 1,2% in totale). Sono infine comprese in un generico paniere di “altri combustibili” solidi (circa il 14%) diverse fonti combustibili “minori”, sia fossili che rinnovabili (biomassa, rifiuti, coke di petrolio, Orimulsion, bitume e altri)[9].

È da notare come le percentuali relative ai tre principali combustibili siano cambiate radicalmente negli ultimi venticinque anni (1994-2017); solo nel 1994, gas naturale, carbone e petrolio ”pesavano” rispettivamente il 22%, l’11% e il 64%. Si può notare come, accanto ad un leggero aumento dell’utilizzo del carbone, ci sia stata una radicale inversione dell’importanza relativa tra petrolio e gas naturale, il cui utilizzo è cresciuto fortemente sia in termini assoluti che percentuali[10]. Oggi gran parte delle centrali termoelettriche vengono concepite in maniera di poter utilizzare più combustibili, in maniera da poter variare in tempi relativamente rapidi la fonte combustibile (sebbene negli ultimi anni moltissimi cicli combinati non possano accettare carbone o petrolio o altri combustibili diversi dal gas).

Tale politica è conseguita da considerazioni circa il costo, la volatilità dei prezzi e la provenienza da regioni politicamente instabili del petrolio; l’Italia non dispone infatti di consistenti riserve di combustibili fossili e quindi la quasi totalità della materia prima combustibile utilizzata viene importata dall’estero. Non deve inoltre essere trascurato il minor impatto ambientale del gas rispetto al petrolio, soprattutto alla luce dei dettami del protocollo di Kyōto e degli accordi europei in materia ambientale.

Nel 2015 l’Italia figurava come il terzo importatore mondiale di gas naturale[11] dopo Giappone e Germania, proveniente principalmente dalla Russia e dall’Algeria, con quote minori da Paesi Bassi, Qatar e Libia[12], nonché l’ottavo importatore mondiale di petrolio[11].

L’energia elettrica prodotta in Italia con fonti rinnovabili deriva sia dalle fonti rinnovabili “classiche” sia dalle cosiddette “NFER” (o “nuove fonti di energia rinnovabile”). Nel 2017 la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia rappresenta il 29,2% della produzione nazionale e il 25,9% della domanda nazionale.[3]

Il contributo principale è quello dato dalle centrali idroelettriche (localizzate principalmente nell’arco alpino e in alcune zone appenniniche) che producono l’11,4% del fabbisogno energetico elettrico lordo; sempre nel campo delle rinnovabili “classiche”, le centrali geotermoelettriche (essenzialmente in Toscana) producono l’1,8% di tale fabbisogno[3].

Tra le “NFER”, il contributo principale è quello dato dal solare in impianti fotovoltaici connessi in rete o isolati, che nel 2017 ha prodotto il 7,3% del fabbisogno[3], dato in rapida crescita rispetto agli anni precedenti, anche se con un trend in via di stabilizzazione, considerando che fino al 2010 tale valore si aggirava solo intorno al 0,5%[13]. Tale forte incremento, relativo in particolare agli anni tra il 2011 e il 2012, è stato causato da un boom di installazioni dovuto principalmente al cambio di regime incentivante dal secondo (prorogato per il cosiddetto decreto “Salva-Alcoa“[14][15]) e dal terzo conto energia nel quarto regime incentivante, avvenuto appunto nel 2011. Con tali valori, l’Italia si colloca al secondo posto in Europa per potenza fotovoltaica installata (19,7 GW) dietro la Germania[16] mentre, a livello regionale, è la Puglia che ha la fetta principale di potenza installata (13,4% del totale nazionale), seguita dalla Lombardia (11,3%)[17].

L’eolico (con parchi eolici diffusi principalmente in Sardegna, Sicilia e nell’Appennino meridionale), produce il 5,3% dell’energia elettrica richiesta[3][17]. È da notare che, per quanto riguarda la “potenza eolica” cumulata a fine 2017, l’Italia, con 9766 MW, si colloca al quinto posto in Europa (dopo Germania, Spagna, Regno Unito e Francia) e decimo nel mondo[18].

Infine, negli ultimi anni è cresciuta la quota di energia elettrica generata in centrali termoelettriche o inceneritori dalla combustione di biomasse, rifiuti industriali o urbani. Tale fonte (generalmente compresa nel computo generale delle “termoelettriche”) è passata da una produzione quasi nulla nel 1992, fino a superare la quota geotermoelettrica nel 2008, per giungere fino al 6,1% dell’energia elettrica richiesta nel 2017. Circa un terzo di tale aliquota è riconducibile ad energia ottenuta a partire dai cosiddetti “RSU” biodegradabili, mentre la parte restante è relativa agli altri scarti e rifiuti o biomassa comunque di natura organica.[17][19]

Scambi con l’estero[modifica | modifica wikitesto]

Nonostante, come precisato, il parco centrali italiano sia in grado di coprire il fabbisogno interno, l’Italia nel 2016 è stata il terzo paese al mondo per importazione netta di energia elettrica in valore assoluto, dietro gli Stati Uniti e il Brasile[20][11]. L’Italia importa una quantità media di energia elettrica che, durante l’anno (escludendo i periodi non lavorativi), può andare da un minimo di circa 2000 GWh al mese fino a un massimo di circa 5000 GWh, per un totale annuo che nel 2017 è stato di circa 37000 GWh netti. I minimi nell’importazione dall’estero si hanno generalmente in fase notturna (sebbene siano percentualmente molto più importanti rispetto al fabbisogno) oppure, in maniera più continuativa, durante i mesi estivi o in alcuni periodi invernali caratterizzati da condizioni meteo particolarmente rigide nei paesi confinanti (ad esempio in Francia durante l’ondata di freddo del febbraio 2012)[21].[22].

Va comunque menzionato che la stessa ENEL è in alcuni casi anche comproprietaria di alcuni impianti di produzione esteri; in questi casi tale produzione sarebbe dunque da considerare in quota ENEL sebbene prodotta fuori dai confini nazionali.

L’importazione non è sempre proporzionale alla richiesta: il fabbisogno energetico italiano viene sostenuto da energia elettrica prodotta all’estero per un’aliquota che può oscillare tra meno del 10% in fase diurna fino a punte massime del 25% durante la notte. Tale importazione avviene da quasi tutti i paesi confinanti, anche se le quote maggiori sono quella proveniente dalla Svizzera e, a seguire, dalla Francia (è da notare, tuttavia, che attraverso la Svizzera viene veicolata anche parte dell’energia prodotta in Francia ma importata in Italia[23][24] vista l’insufficiente capacità di trasporto degli elettrodotti diretti); considerando dunque questi due Paesi insieme, da Francia e Svizzera proviene oltre l’80% di tutta l’importazione italiana di elettricità.[3].

Parte di questa energia (in particolare quasi il 31,7% di quella “svizzera“[23][24] e l’85,9% di quella “francese“[25]) viene prodotta con centrali nucleari. Il Gestore dei servizi energetici italiano pubblica periodicamente una stima dell’origine dell’energia effettivamente immessa nel sistema elettrico italiano comprendente anche gli scambi con l’estero; per il biennio 2016-2017 il nucleare, integralmente d’importazione, incideva per il 3,78% del totale.[26]

In effetti, come già detto, l’importazione notturna è percentualmente più importante di quella diurna anche a causa della natura della produzione elettrica con centrali nucleari; queste infatti hanno limitate possibilità di modulare in economia la potenza prodotta e quindi l’energia prodotta durante la notte (in cui l’offerta supera la domanda) ha basso costo di mercato[27][28]. Ciò consente di fermare in Italia durante la notte le centrali meno efficienti e le centrali idroelettriche a bacino e di attivare le stazioni di pompaggio idriche che poi possono “rilasciare” nuovamente energia durante il giorno. Questo meccanismo ha reso economicamente conveniente l’importazione di energia dall’estero, da cui il grande sviluppo del commercio di energia negli ultimi decenni.

Dai dati pubblicati da Terna riguardanti il 2017 si ricava infine che l’energia elettrica importata è aumentata, rispetto all’anno precedente di poco meno del 2%, in linea con l’andamento del fabbisogno energetico nazionale[3].

Secondo dati riferiti al gennaio 2007, in Italia la corrente elettrica per uso domestico ha il costo medio, al netto della tassazione, più alto di tutta l’Unione Europea (165,8 €/MWh); il costo medio europeo si attesta infatti attorno ai 117-120 €/MWh con un minimo in Bulgaria pari a 54,7 €/MWh. Includendo la tassazione, l’Italia passa – sempre in media – al secondo posto, preceduta solo dalla Danimarca e seguita da Paesi Bassi, Germania e Svezia[29].

Il reale costo ai consumatori finali dell’elettricità è tuttavia un valore che non è quantificabile in un unico numero: infatti esso dipende sensibilmente dal consumo annuale per contratto: ad esempio, per le utenze domestiche fino a 1800 KWh l’Italia risulta uno dei paesi più economici, mentre le tariffe più elevate si riscontrano per consumi oltre i 3500 kWh, allo scopo di disincentivare gli elevati consumi[30].

Le ragioni di tale costo sono dovute a molti fattori, in parte produttivi ed in parte relativi ai meccanismi di mercato e alla distribuzione: va infatti sottolineato che il puro “costo di produzione” (già inclusi i guadagni del produttore) incide per poco più della metà del costo finale all’utente (~56% nel 3º trimestre 2008, periodo in cui petrolio e gas erano ai massimi storici, e 51% nel 1º trimestre 2009).[31]

Per quanto riguarda il costo di produzione esso è determinato da diversi aspetti; tra questi va tenuto in conto il “mix energetico” (cioè il tipo di fonte utilizzata dalla centrale – gas naturale, carbone, nucleare, idroelettrica, ecc.), ma anche l’età e l’efficienza delle centrali, il tasso d’utilizzo degli impianti, hanno impatti significativi.

A tal proposito, uno studio del Massachusetts Institute of Technology[33] ha evidenziato che gas e carbone hanno costi piuttosto simili ed inferiori a quelli della fonte nucleare, a meno che quest’ultima fonte non venga favorita con prestiti agevolati e tassando gas e carbone, situazione in cui i costi delle tre modalità produttive si avvicinano. Ciò vale per impianti nuovi, in linea con le esigenze di sicurezza e tutela ambientale odierne: l’uso di carbone in vecchi impianti risulta più economico del metano a fronte però di un aumento dell’inquinamento. In Europa infatti la percentuale d’uso del carbone è significativamente superiore a quella italiana, avendo molti stati europei (in primis Germania e Polonia) notevoli riserve di carbone[34]: questo spiega in parte il maggior costo di produzione (ma anche la minor produzione di CO2) italiano.

Anche il tasso d’utilizzo delle centrali ha sicuramente un impatto sul costo di produzione: come spiegato, il parco centrali italiano è sfruttato solamente per circa la metà: le rimanenti centrali costituiscono di fatto un costo in termini di capitale investito ma improduttivo, che viene dunque “spalmato” sui costi produttivi delle altre centrali.

Rientra nella formazione del costo anche l’inefficienza del sistema trasmissivo, concepito negli anni sessanta come monodirezionale e “passivo”: ciò significa che non è in grado di gestire flussi produttivi provenienti da tanti piccoli impianti né di gestire dinamicamente i carichi (riducendo quindi la differenza fra carico di punta e di base). La situazione è tuttavia decisamente migliore a nord rispetto al sud: nel 2004 la media nazionale era pari a 5,6 interruzioni annue (al nord 3,39, al sud 8,75). Nel 2010, la media nazionale era pari a 3,87 interruzioni annue (al nord 2,33, al sud 6,3)[35].

Per quanto riguarda poi il prezzo all’ingrosso, esso è influenzato anche dai meccanismi di mercato della borsa elettrica, dove l’incontro fra domanda ed offerta porta ad allineare il prezzo finale ai livelli massimi anziché a quelli minimi[36].

Il costo finale all’utenza è influenzato infine anche da altre componenti della bolletta energetica: tra queste l’elevata tassazione (in Italia seconda solo a quella sulle materie petrolifere)[senza fonte] e gli oneri generali di sistema.

Esistono una tassa erariale di consumo e un’addizionale provinciale: per il settore produttivo, secondo una ricerca di Confartigianato, la tassazione sarebbe particolarmente elevata: un’impresa che consuma 160 MWh all’anno paga il 25,4% di tasse sui suoi consumi elettrici, contro una media europea del 9,5%; tuttavia sopra una certa soglia di consumi per usi produttivi, sia la tassa erariale che l’addizionale si azzerano, creando paradossalmente situazioni per cui i consumi maggiori godono di tassazioni inferiori.[37]

Oneri generali del sistema elettrico[modifica | modifica wikitesto]

Gli Oneri di sistema, introdotti con la delibera dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 70/97 e i cui ricavi non sono destinati alle entrate dello Stato, sono dei contributi fatturati ai clienti finali dalle società distributrici e riversati alla Cassa conguaglio settore elettrico. Gli importi corrispondenti vengono impiegati per gli usi inerenti alla produzione, all’allocazione, al mantenimento, al miglioramento e alla fruizione del servizio elettrico nazionale. Quindi gli oneri di sistema servono al corretto funzionamento e allo sviluppo equilibrato del sistema elettrico nazionale.[38]

Gli oneri si suddividono in quattro categorie (A, B, UC, MCT), di cui però solo tre entrate in vigore e fatturate, attraverso componenti variabili in numero nel tempo.

Nello specifico:

• la Parte A serve a coprire i costi sostenuti per gli interventi effettuati sul sistema elettrico generale nell’interesse collettivo;

• la Parte B (mai fatturata) serve a recuperare l’imposta di fabbricazione sugli oli combustibili impiegati per generare l’energia elettrica;

• la Parte UC serve a garantire il funzionamento di un sistema tariffario basato sul principio di corrispondenza dei prezzi ai costi medi del servizio;

• la Parte MCT (composta da una sola componente) viene utilizzata per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale per i siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare.

Le Parti A ed UC sono poi suddivise in varie componenti, specifiche per settori di utilizzo finale:

• promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate (componente A3);

• finanziamento dei regimi tariffari speciali (componente A4);

• finanziamento delle attività di ricerca e sviluppo (componente A5);

• copertura delle integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori (componente UC4);

• smantellamento delle centrali nucleari e misure di compensazione territoriale (componenti A2 e MCT).

In particolare, tali oneri costituiscono, nel terzo trimestre 2011, il 13,14% dei costi elettrici del consumatore medio.[39] Nel dettaglio la componente A3, sempre nel III trimestre del 2011, è stata pari a circa l’86% del totale degli oneri generali di sistema; tale aliquota è così suddivisa[40]:

• circa il 18% (ovvero il 2% circa del costo totale) è costituito dal sostegno alle cosiddette “fonti assimilate”, utilizzati per incentivare l’incenerimento di rifiuti.

• La parte restante di tale componente (l’82%) è destinata all’incentivazione delle fonti rinnovabili, e in particolare:
• per il 54% al fotovoltaico, tramite il meccanismo del conto energia (ovvero il 5% circa del costo totale: in valore assoluto, i costi sostenuti per l’incentivazione dell’energia fotovoltaica col conto energia sono stati pari a 773 milioni di euro nel 2010.[41])
• per il 26% alle altre fonti rinnovabili, tramite il meccanismo dei certificati verdi (ovvero il 2,4% circa del costo totale)
• altre incentivazioni.

Nel 2008 gli oneri previsti per lo smantellamento delle centrali nucleari italiane (devoluti quasi completamente alla SOGIN) e per le “compensazioni territoriali”, cioè gli incentivi economici da versare ai comuni in cui sarà costruito il previsto deposito nazionale per le scorie nucleari sono stati rispettivamente di 500 e 500 milioni di euro.[42]

Dipendenza[modifica | modifica wikitesto]

Considerando sia i combustibili sia l’energia elettrica importata, l’Italia dipende dall’estero per circa il 72,1% del proprio fabbisogno lordo per l’anno 2017. Tale valore viene dato dalla quota di generazione termoelettrica (fatto salvo i contributi relativi a combustibile nazionale, combustione di biomasse e rifiuti), più gli scambi di energia con l’estero[43]. In particolare, sul totale dei consumi primari europei il gas naturale conta per il 26 per cento; per l’Italia questo rapporto sale fino al 37 per cento. Nei settori di consumo finale, la dipendenza dal gas è di circa il 23 per cento in Europa e raggiunge il 30 per cento in Italia.[44]

Tuttavia, va osservato che, anche modificando il mix energetico, non sono possibili sostanziali variazioni di questa percentuale: che si parli di carbone, petrolio, uranio[45] o metano, le riserve italiane sono comunque molto inferiori al fabbisogno, per cui l’approvvigionamento avverrebbe comunque principalmente dall’estero. In pratica, l’unica modalità di generazione dell’energia che potrebbe realmente considerarsi “interna” è quella che fa affidamento sulle fonti rinnovabili. Questa situazione è comune alla gran parte dei paesi europei, dipendenti comunque da paesi extraeuropei per l’importazione di idrocarburi o uranio.

Complessivamente, la bolletta energetica italiana (cioè il costo complessivo sostenuto dal Paese per le importazioni nette di prodotti energetici, non solo per la generazione elettrica) nel 2017 è stata pari a 34,4 miliardi di euro, pari al 2% del prodotto interno lordo, con un massimo assoluto riscontrato nel 2012 di 64,8 miliardi di euro e il 4% circa del PIL[46][47][48].

Storia della produzione di energia elettrica in Italia[modifica | modifica wikitesto]

Gli inizi[modifica | modifica wikitesto]

I primi impianti di generazione elettrica italiani (sul finire del XIX secolo) furono centrali termoelettriche a carbone situate all’interno delle grandi città. La prima centrale fu costruita appunto a Milano nel 1883, in via Santa Radegonda, adiacente al Teatro alla Scala, per l’alimentazione del teatro stesso[49].

In seguito, lo sviluppo della rete di trasmissione nazionale permise lo sfruttamento del grande bacino idroelettrico costituito dalle Alpi, e grazie all’energia idroelettrica (all’epoca unica fonte nazionale e a buon mercato) fu possibile un primo timido sviluppo industriale italiano. Le caratteristiche della risorsa idroelettrica diedero anche per un certo periodo l’illusione che l’Italia potesse essere indefinitamente autosufficiente dal punto di vista energetico (talvolta anche con eccessi retorici sul cosiddetto “carbone bianco” delle Alpi)[50].

Inoltre, nel 1904, veniva costruita a Larderello la prima centrale geotermoelettrica del mondo[51]. L’area geotermoelettrica di Larderello continua a dare il suo contributo anche oggi, sebbene, a causa della limitatezza della potenza installata, storicamente tale contributo non abbia mai superato l’8% della produzione nazionale.

Entro la fine degli anni Venti si consolidarono alcuni gruppi oligopolistici[52], le cui capogruppo erano anche considerate capofila dei sei compartimenti[53]: Edisonvolta, SIP, SADE, SME, La Centrale (in quanto controllante la SELT-Valdarno e la Romana).

Dopo la seconda guerra mondiale apparve chiaro che la risorsa idroelettrica non poteva più tenere il passo con le richieste dell’industrializzazione e quindi l’Italia dovette sempre più (anche a causa del basso costo del petrolio in quel periodo) affidarsi a nuove centrali termoelettriche.
Il potenziale idroelettrico fu quasi completamente sfruttato negli anni cinquanta finché, anche a causa di enormi disastri ambientali (come la strage del Vajont,)[senza fonte] fu del tutto abbandonata la costruzione di nuove centrali di questo tipo.

La nazionalizzazione, le crisi petrolifere e il nucleare[modifica | modifica wikitesto]

Fin dall’inizio della sua storia, la produzione dell’energia elettrica in Italia era sempre stata affidata all’impresa privata (ove si escludano alcuni tentativi parziali di controllo statale nel periodo fascista); il 27 novembre 1962 la Camera approvava il disegno di legge sulla nazionalizzazione del sistema elettrico e l’istituzione dell’ENEL (Ente Nazionale per l’Energia Elettrica), cui venivano demandate “tutte le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica da qualsiasi fonte prodotta“. In base a ciò anche produttori “storici” (come “SIP” – Società Idroelettrica Piemonte, “Edison“, “SADE“, SELT-Valdarno, SRE, SME) dovevano vendere le loro attività al nuovo soggetto; venivano esclusi dal provvedimento solo gli autoproduttori e le aziende municipalizzate cui rimasero lo stesso quote marginali del mercato. In definitiva, l’ENEL si trovò ad assorbire le attività di oltre 1000 aziende elettriche.

La scelta della nazionalizzazione (all’alba della cosiddetta “stagione del centro-sinistra“) sembrava allora essere l’unica possibilità di soddisfare la crescente domanda di energia, in un contesto di sviluppo uniforme ed armonico dell’intero Paese.

Il nuovo periodo che si apriva per l’ENEL e per il Paese sarebbe stato caratterizzato da grandi trasformazioni sia per quanto riguarda la rete di trasmissione che la produzione di energia; basti pensare che negli anni sessanta la produzione di energia elettrica italiana cresceva a un ritmo di circa l’8% annuo, contro lo scarso 2% attuale. Questa crescita avvenne in gran parte grazie allo sviluppo della fonte termoelettrica, facilitato dai bassi prezzi del petrolio tipici di quel decennio.

Tale tendenza venne bruscamente interrotta dalle crisi petrolifere del 1973 e del 1979; negli anni settanta e ottanta, accanto a una temporanea contrazione della produzione causata dalla crisi economica conseguente allo “shock petrolifero”, si ebbe un primo tentativo di diversificazione delle fonti di approvvigionamento energetico; in tale ambito si collocano sia una leggera ripresa dell’utilizzo del carbone, sia la crescita dell’acquisto di energia dall’estero.

Ma negli anni settanta la vera e propria “scommessa” fu quella nei confronti dell’energia nucleare: è del 1975 il varo del primo piano energetico nazionale che prevedeva, tra l’altro, un forte sviluppo di tale fonte.

L’Italia inoltre prese parte ad un progetto finanziato dalla Comunità Europea nell’ambito di un progetto di ricerca sulla generazione termoelettrica da concentrazione solare (TCS), la centrale solare Eurelios da 1 MW, tecnologia già allora promettente. In quegli anni sembrava possibile ridurre in modo determinante la dipendenza italiana dalle importazioni di combustibili.

L’Italia aveva cominciato lo sfruttamento della fonte nucleare già dai primi anni sessanta (nel 1966 l’Italia figurò addirittura come il terzo produttore al mondo, dopo USA e Regno Unito) ma fu sul finire degli anni settanta che venne effettuata una decisa svolta in questa direzione: alle vecchie centrali del Garigliano e Trino Vercellese si affiancarono (o si cominciarono a costruire) Caorso, Montalto di Castro e la seconda centrale di Trino (per quest’ultima fu solo individuato e terraformato il sito, poi impiegato per la costruzione di un impianto a ciclo combinato da 700 MW, entrato in funzione nel 1997). Tale sforzo portò ad una prima decarbonizzazione della produzione nazionale di energia elettrica e nel 1986 si arrivò a produrre il 29,1% da fonti alternative al fossile (44,5 TW·h da idroelettrico, 2,8 TW·h da geotermoelettrico, 8,8 TW·h da nucleare su un totale di 192,3 TW·h di produzione nazionale; valori lordi, come nel seguito)

Tuttavia, dopo la forte impressione creata nell’opinione pubblica dal disastro di Černobyl’ in Unione Sovietica, l’Italia, per effetto del referendum del 1987, abbandonò di fatto lo sviluppo della fonte nucleare. Ciò si tradusse, complici anche il coincidente crollo del costo del petrolio (che sostanzialmente terminò la crisi petrolifera iniziata nel 1973) e i risultati non entusiasmanti di Eurelios, in una ripresa della crescita dell’apporto del termoelettrico fossile, che nel 2007 raggiungerà il suo picco storico, con una generazione di 265,8 TW·h, coprendo l’84,7% della produzione nazionale pari a 313,9 TW·h. Solo nel 2013 l’Italia raggiungerà e supererà il valore di generazione non fossile del 1986, con un 33,4% da fonti rinnovabili (54,7 TW·h da idroelettrico, 5,7 TW·h da geotermoelettrico, 14,9 TW·h da eolico , 21,6 TW·h da fotovoltaico su una produzione nazionale di 289,9 TW·h).

È una iniziativa importante (e non limitata alle imprese di famiglia che l’hanno promossa) perché le Associazioni economico-sociali (in questo caso quelle imprenditoriali) rafforzano la democrazia partecipativa dell’Europa continentale che si esprime nel principio di sussidiarietà e nel liberalismo sociale. Tenere poi a Berlino, pochi giorni prima delle elezioni tedesche, un convegno di questa natura con posizioni nette e condivise tra sei Paesi (tra cui due ritenuti periferici) è già un evento politico ed economico. La rilevanza è stata aumentata dalla partecipazione di Mario Draghi che il presidente degli industriali tedeschi ha elogiato (suscitando un applauso dei partecipanti) per aver salvato l’euro. Anche per l’Italia è stato un incontro importante perché il presidente di Confindustria Giorgio Squinzi vi ha contribuito da co-protagonista e non nella scomoda posizione di imputato dove, purtroppo, spesso il nostro Paese si trova. Alcuni hanno però ritenuto che il documento fosse abbastanza generico salvo qualche protesta o auspicio. Non è così perché su tre aspetti (l’euro, l’industrial compact, le riforme per la stabilità e la crescita) il documento ruota su un tema centrale: la creazione di catene del valore nel l’industria europea nel suo complesso e i conseguenti effetti sul rafforzamento della Ue e della Uem. Vediamo come, con un’interpretazione personale.

L’euro. La presa di posizione a suo favore è netta e contrapposta a chi vorrebbe smontarlo o a chi ne prefigura la rottura. In Germania sono quelli che non ne capiscono i vantaggi per le esportazioni tedesche mentre lamentano gli svantaggi del «sostegno ai Paesi deboli» dimenticando che sono importanti acquirenti dei prodotti tedeschi.
In Italia sono quelli che rimpiangono le svalutazioni competitive che mascheravano le inefficienze mentre l’euro ha selezionato le imprese forti e concorrenziali. Il documento sottolinea i vantaggi dell’euro come valuta globale stabile, quelli per la concorrenza e la riduzione di costi di transazione, l’interrelazione triangolare tra il mercato europeo (che è il principale per l’industria della Ue), la catena del valore sul lato della produzione che esso ha determinato e la conseguente maggiore competitività dell’industria europea sui mercati mondiali.
L’industrial compact. L’uso che il documento fa di questa denominazione la rende simmetrica a quella del «fiscal compact», così implicitamente spiegando che quest’ultimo non basta per lo sviluppo europeo. Di nuovo si enfatizzano le catene del valore che si creano con le interdipendenze tra le industrie europee al di là dei confini nazionali e che le rendono più competitive sui mercati mondiali così accrescendo la forza europea. È un’affermazione di coraggio delle imprese che nel contempo chiedono alla politica industriale di fare la sua parte in un confronto con le imprese stesse, per riportare la quota del Pil industriale su quello totale dall’attuale 16% al 20% entro il 2020. Questo è anche l’obiettivo della Commissione europea.

Non si tratta di una richiesta generica, come dimostrano le quattro filiere in cui si articola. La prima è quella degli standard, degli accreditamenti e delle certificazioni senza eccessi normativi e senza protezionismi né rispetto ad altri Paesi extraeuropei (ovviamente nella reciprocità da negoziare anche nel Transatlantic trade and investment partnership) né all’interno della Ue. Per questo il mercato unico deve progredire con l’attuazione del mutuo riconoscimento, l’eliminazione delle barriere tecniche e di quelle alla libera circolazione di prodotti e persone. La seconda è quella sul l’energia e sul cambiamento climatico per combinare un’offerta affidabile e competitiva nella sostenibilità sia attuando pienamente il mercato unico dell’energia sia espandendo le reti internazionali. La terza è quella della ricerca scientifica e tecnologica in collaborazione con le imprese per creare innovazione. La quarta è quella delle rapida approvazione del Quadro finanziario pluriennale 2014-2020 e della progressiva realizzazione delle reti trans-europee di trasporto, di energia e di telecomunicazioni.
Le riforme per la crescita. Il documento non sfugge infine a una valutazione sulle più generali politiche della Ue e Uem esprimendo la convinzione che le riforme strutturali con finanze pubbliche sane siano indispensabili per una crescita sostenibile nel lungo periodo. Si afferma che in seguito a queste riforme (specie in alcuni Paesi)la fiducia dei mercati finanziari sui titoli di Stato europei deboli s’è rafforzata con la riduzione degli spreads, che gli squilibri commerciali si sono ridotti, che il costo del lavoro per unità di prodotto è migliorato. Altre riforme sono richieste, come l’Unione bancaria con la supervisione affidata alla Bce con tutte le conseguenze per rafforzare (e ripulire) le banche ed espandere credito.

Queste valutazioni possono avere interpretazioni molteplici ma non vanno prese come adesione acritica alle politiche di austerità, perché l’industrial compact rimane il motore della crescita, senza la quale la fiducia degli investitori nella Ue e nella Uem non ritornerà.
È un messaggio forte ed equilibrato a un tempo, che Angela Merkel non dovrebbe ignorare. Speriamo lo sentano anche i politici italiani che fanno di continuo traballare il Governo.

Il calo dell’attività economica nel Mezzogiorno ha avuto riflessi altrettanto importanti  sul livello di occupazione ampliando ulteriormente i già profondi divari esistenti. Nel Mezzogiorno, tra il 2007 ed il 2012 il numero di occupati si è ridotto di circa 330 mila unità, mentre nel Centro-Nord, al contrario, ci sono 32 mila occupati in più nel 2012 rispetto al 2007. Oltre all’ampio ricorso ai sostegni al reddito, un ulteriore segno della  crisi può essere considerato anche l’inconsueto aumento del tasso di attività nel Mezzogiorno, segno che molti cittadini meridionali hanno ricominciato a cercare lavoro, anche se con scarso successo, cosicché nel Mezzogiorno il tasso medio di disoccupazione dei primi due trimestri nel 2012 è salito a 17,4% (era pari al 13,6%  nello stesso periodo del 2011). Il calo dell’occupazione e le crescenti difficoltà economiche delle famiglie si traducono in un problema che  può avere effetti strutturali per lo sviluppo economico del Mezzogiorno: “l’emorragia di capitale umano”. Sono sempre di più, infatti, i cittadini meridionali che decidono di lasciare il Mezzogiorno per andare a vivere nel Centro-Nord o all’estero. Il saldo migratorio tra il Mezzogiorno e il Centro-Nord è negativo   (42.491 persone) e ancora più rilevante è il fatto che una parte rilevante dei  trasferimenti che hanno origine nel Mezzogiorno riguarda le persone maggiormente formate: sono, infatti, più di 18 mila i laureati meridionali che hanno deciso di trasferirsi al Centro-Nord.

 Aree di vitalità industriale del Sud

La riapertura di un divario di crescita fra Sud e Centro Nord durante la lieve ripresa del 2010 ha ricordato a tutti l’importanza dell’industria. Difatti, in presenza di una forte ripresa delle esportazioni (circa il 13% in più, a prezzi correnti, nei primi nove mesi del 2011 rispetto allo stesso periodo del 2010) che hanno costituito l’unico volano di crescita dell’economia italiana, il Sud paga il fatto di contribuire solo per il 10% alle esportazioni manifatturiere nazionali. A una più modesta presenza dell’industria si accompagna una sua minore propensione all’esportazione: ad esempio, nelle medie imprese industriali rilevate da Mediobanca solo il 22% del fatturato è esportato contro il 39% nel Centro Nord.

È dunque necessario che la strategia di sviluppo per il Sud sia accompagnata da una focalizzazione su specifiche aree territoriali dove esiste un forte potenziale industriale non pienamente espresso o compresso dall’ottusità burocratica, dall’incapacità amministrativa o dalla criminalità organizzata, “aree industriali vitali”, come qualcuno le ha definite, in grado di saper raccogliere e valorizzare le opportunità offerte dalle nuove specializzazioni produttive offerte anche dalle nuove tecnologie.

Una volta individuate queste agglomerazioni potenziali non si tratta di costruire nuove zone “franche da qualche cosa”, ma di porre un’attenzione ancora più forte sull’attuazione delle azioni orizzontali e, soprattutto, di accompagnarle con un rafforzamento dei servizi collettivi (scuola, mobilità, sicurezza, amministrazione etc.) espressamente disegnato – o, come hanno scritto Banca d’Italia e il Presidente Giorgio Napolitano, “applicato” – per quel territorio. Nell’individuare queste “agglomerazioni potenziali” non pare appropriato tornare ad avviare analisi o selezioni. È piuttosto opportuno partire da una semplice ricognizione sia delle agglomerazioni industriali esistenti (grandi imprese, sistemi di medie e di piccole imprese) e di alcuni importanti centri di ricerca di eccellenza, sia degli interventi pubblici, anche di incentivazione, già in atto, da considerare come “invarianti” di un’azione che deve essere urgente.

Al fine di individuare queste agglomerazioni in modo geo-referenziato è stato realizzato un confronto fra esperti delle vicende industriali del Sud con il fine di raccogliere spunti, valutazioni e indicazioni sulle agglomerazioni industriali, sugli interventi già in atto e sulle iniziative private in corso che appaiano di particolare interesse per la strategia indicata.
Sono stati individuati alcuni Sistemi Locali del Lavoro (SLL) rilevanti dal punto di vista della propensione all’export: nell’insieme, gli SSL individuati (in Abruzzo, in Campania, in Puglia, in Sicilia, in Basilicata e in Sardegna; non sono presenti Sll molisani o calabresi) risultano contribuire per circa il 75% alle esportazioni del Mezzogiorno.

In Sardegna sono state individuate agglomerazioni industriali di interesse nell’area Nord/Nord Est (zone di Sassari, Porto Torres, Calangianus e Gallura) e nel Sud (in particolare, nella provincia di Cagliari). Nell’ambito della produzione bio-agricola, un’area con progettualità in espansione è quella di Porto Torres, una zona agricola che bene si equilibra con la grande industria del territorio e con il settore turistico. La zona interna dell’alta Gallura rappresenta il maggiore centro italiano per l’estrazione e la lavorazione del sughero. Le imprese dell’area producono soprattutto turaccioli, solette per calzature, prodotti di artigianato artistico e prodotti di sughero per l’edilizia e l’arredamento. Da alcuni anni ha anche preso forma un interessante comparto metalmeccanico che produce macchinari per la lavorazione del sughero tecnologicamente all’avanguardia. Nella Regione insistono anche aree di crisi industriale connesse a necessità di ristrutturazione di grandi impianti di industria pesante, ma con rilevanti potenzialità di riconversione verso nuovi settore della chimica verde.

In Sicilia sono state individuate agglomerazioni industriali di interesse nell’area Est (province di Catania, Siracusa e Ragusa) e Ovest (in particolare, nell’area del trapanese), oltre che nell’area di Palermo. La struttura strettamente industriale-manifatturiera della Sicilia rimane piuttosto “fragile”, benché non siano assenti alcune realtà di impresa significative. Nella Sicilia orientale, oltre al polo petrolchimico di Siracusa (Priolo), nelle provincie di Catania, Messina ed Enna è presente una significativa industria agro-alimentare. Tra le aree di maggior interesse rileva la zona agricola ricompresa tra Siracusa e Ragusa, soprattutto in ragione della produzione di ortaggi (in serra, ma anche a pieno campo) e di agrumi pregiati (limone, arancia tardiva). Sebbene soffrano di problemi connessi a una certa incapacità commerciale e manageriale (problema soprattutto delle numerosissime piccole imprese agricole), le medie imprese presenti in questi territori hanno grandi potenzialità di integrazione e potrebbero evolvere verso una maggiore connotazione agroindustriale (sebbene vada chiarito che le medie imprese dell’area che operano in agricoltura non possono essere considerate imprese agricole in senso stretto, in quanto, anche se il prodotto non viene formalmente trasformato, una parte rilevante del valore aggiunto è conferita dal processo di selezione, pulizia, stoccaggio, confezionamento, marchiatura e talvolta certificazione). Le produzioni vitivinicole, diffuse in tutta la Regione, sono concentrate soprattutto nel Nord-Ovest, nell’area che dal trapanese arriva fino a Menfi (al limite della provincia di Agrigento) e avrebbero grandi potenzialità di integrazione intersettoriale con il turismo. La produzione vinicola è molto rilevante in questi territori, malgrado si attestino problematiche connesse alla distribuzione dei prodotti e di conflitto sulla linea territoriale più promettente. Il sistema vitivinicolo è infatti fortemente duale con imprese piccole e medio-grandi che “imbottigliano” e vendono con un certo successo a cooperative che, pur gestendo la gran parte della produzione di base, sono ancora per lo più orientate alla produzione dello “sfuso” senza mostrare capacità di commercializzazione. L’area di Catania comprende sia le imprese industriali legate alla produzione di componenti e di apparecchiature elettroniche e informatiche, sia le imprese del c.d. terziario avanzato, appartenenti ai comparti dell’informatica, della ricerca e sviluppo e delle comunicazioni. Rimane molto rilevante anche il settore farmaceutico. Tra Siracusa e Augusta sono presenti PMI che operano nel settore della meccanica e, in particolare, dell’impiantistica meccanica e che realizzano: progettazione, assemblaggio, montaggio e manutenzione di impianti industriali e tecnologici, metanodotti, oleodotti, gasdotti, reti idriche, macchine rotanti, diagnostica di sicurezza e qualità, software. La parte occidentale della Regione (in specie, Trapani, Marsala, Mazara del Vallo) rileva anche per la commercializzazione del pescato e per i servizi connessi, quali la cantieristica navale e le attività propedeutiche alla costruzione del naviglio da pesca, nonché l’allevamento ittico. Il settore della meccatronica si estende su tutto il territorio della regione Sicilia, ma è per lo più rappresentato dalla provincia di Palermo, cui appartengono circa il 63% delle imprese aderenti al distretto riconosciuto dalla Regione. Vi è poi una presenza significativa di imprese di piccole dimensioni, altamente competitive, grazie alla loro specializzazione in prodotti particolari quali, ad esempio, la componentistica per il settore dell’automotive (peraltro al momento in una fase molto incerta). L’area comprende sia le imprese industriali legate alla produzione di componenti e di apparecchiature elettroniche e informatiche, sia le imprese del cosiddetto terziario avanzato, appartenenti ai comparti dell’informatica, della ricerca e sviluppo e delle comunicazioni.

In Campania l’area con più alta densità industriale è individuata nella provincia di Napoli, ove è presente un’alta concentrazione di grandi e medie imprese. Altre agglomerazioni industriali di interesse sono individuate nella zona di Salerno e della area vesuviana, nonché nella provincia di Avellino. Tra Caserta e Napoli si colloca un’area industriale in cui prevalgono due tipologie produttive: abbigliamento (in prevalenza capispalla e pantaloni, maglieria, camiceria e confezioni in pelle) e calzaturiero. Le aziende sono di diverse dimensioni e incorporano al loro interno tutte le fasi della produzione o solo alcune di esse. La produzione agro-alimentare campana si estende in un’area compresa tra il cono vulcanico del Vesuvio e le montagne di Sarno a Nord ed i Monti Lattari a Sud. Le realtà produttive della zona sono multiple: dalla trasformazione del pomodoro, alla realizzazione delle conserve, alla produzione della pasta di Gragnano, al vino, al cipollotto Nocerino, all’olio. Tale produzione si presta a un processo d’integrazione tra formazione e valorizzazione delle risorse umane, ricerca, innovazione e trasferimento tecnologico. Questi territori rilevano, peraltro, anche in ragione delle problematiche connesse all’alta densità criminale e agli importanti costi dovuti al ciclo di smaltimento dei rifiuti e al costo delle risorse idriche.  Settore rilevante è quello della produzione vinicola dell’area avellinese-beneventana (Atripalda-Taurasi), in cui alcune aziende, prevalentemente di piccole dimensioni, spiccano per l’eccellenza della produzioni a livello anche sovranazionale. Rilevante è anche l’area di Pomigliano, ove primeggia la produzione di interni per autoveicoli (nonostante le forti contrazioni dei livelli occupazionali). In Campania si localizzano anche alcune realtà aziendali di eccellenza nel settore della produzione di materiale ferroviario. Rilevante nell’area è anche la potenzialità di ricerca (soprattutto nei settori: salute, energia, ambiente e nanotecnologie) sostanziando un importante “centro di eccellenza” soprattutto nel settore aerospaziale, con la presenza a Capua del Centro di Ricerca Aerospaziale (CIRA). Per il settore ricerca con applicazioni per il settore aerospaziale si segnala anche il Distretto Tecnologico IMAST sui nuovi materiali compositi e polimerici, ubicato a Portici cui partecipano importanti player del settore tra cui Boeing, Avio, Finmeccanica, oltre Università di Napoli, CNR. Potenzialità rilevanti permangono anche nell’area di Nola, dove, oltre all’area dell’interporto, si concentra l’investimento di NTV. Nell’area di Castellamare di Stabia primeggia la cantieristica navale, un settore, questo, che, per evitare una profonda crisi che potrebbe portare alla chiusura di uno storico stabilimento, abbisogna di una nuova strategia di azienda. L’attività cantieristica di Castellamare è oggi posta in discussione dall’azienda Fincantieri anche a causa dei limiti strutturali dello stabilimento che, in vista di un rilancio, richiederebbe un rilevante investimento infrastrutturale. Il polo conciario di Solofra è collocato a metà strada tra le città di Salerno e Avellino. Nell’area operano in totale 630 imprese attive delle quali circa 526 dichiarano l’attività di concia delle pelli; completano la filiera imprese di confezionamento, di prodotti chimici e di servizi. Nell’area non operano grandi imprese, ma prevalgono le imprese di piccola e piccolissima dimensione.

In Puglia-Basilicata le agglomerazioni industriali di interesse per queste due Regioni sono state individuate nell’incontro nelle aree tra Bari e Foggia, di Brindisi e di Lecce. In tutte queste aree si osserva una discreta potenzialità di ricerca, con la presenza di alcuni distretti tecnologici focalizzati su meccatronica (Bari), agroalimentare (Foggia), nanotecnologie e ICT (Brindisi e Lecce). Nella vasta area che al momento potrebbe dire Bari-Foggia-Melfi rilevano, in particolare, la produzione automobilistica, i settori dell’aerospazio e della meccatronica. In Puglia è ormai radicata anche la presenza di aziende del settore aeronautico. Nel Salento sono sorte numerose piccole e piccolissime imprese (spesso coincidenti con nuclei familiari) che producono calzature in pelle e tradizionali da uomo. Dal momento in cui le due imprese più grandi intorno alla fine degli anni ‘90 sono entrate in crisi per l’accresciuta concorrenza internazionale ed hanno dismesso gran parte dell’occupazione, il settore del tessile è tuttora in fase di ristrutturazione.

In Abruzzo non si osservano aree di alta concentrazione industriale. Agglomerazioni industriali di interesse sono individuate nelle zone di Avezzano, Pescara e Chieti. Nella zona di Chieti rileva, in particolare, la produzione nel settore dell’abbigliamento. Nell’area s’identificano alcuni poli industriali di rilevante interesse anche per la concentrazione di imprese specializzate nella lavorazione delle pelli. Medie imprese meritevoli di attenzione sono altresì individuate a L’Aquila, a Sulmona e ad Avezzano. Si tratta di imprese caratterizzate da una buona performance di bilancio e da una valida integrazione con il territorio circostante, sebbene i dati di esportazioni risultino piuttosto bassi. Rilevano aziende interessate dalla produzione di pasta, carta e componenti elettronici.