Il sogno del 100%

Il sogno del 100%

Affermazioni straordinarie richiedono prove straordinarie.

È ciò che pensiamo ogni volta che qualcuno rilancia, con grande enfasi mediatica, l’obiettivo del “100% rinnovabili”. Obiettivo ambizioso, certamente per molti auspicabile, ma che per ora si scontra con la realtà dei fatti e con incontestabili limitazioni tecnologiche ed economiche. Limitazioni spesso sottaciute o liquidate con eccessiva disinvoltura.
Di fronte ad annunci di traguardi così eclatanti, ci piacerebbe che giornalisti e commentatori, invece che lasciarsi andare a facili applausi, stimolassero i lettori ad un approccio – se non scettico – almeno un po’ più critico e attento. Se possibile inoltre, evitando di eccedere in indulgenti semplificazioni, che spesso finiscono per trasformarsi in fastidiose inesattezze. Un esempio tra tutti: l’annuncio de Il Sole 24 Ore, che lo scorso 26 aprile titolava <<Elettricità 100% rinnovabile? Si può fare in 20 anni, lo dicono anche Shell e Bhp>>, non lascerebbe spazio a dubbi.  Sembrerebbe una tesi avallata perfino dai rappresentanti delle lobbies petrolifere! Peccato che il link inglese citato a sostegno della tesi rimandi a sua volta ad un comunicato stampa – quello che la stragrande maggioranza dei lettori non andrà mai a consultare, fidandosi della fedele traduzione del giornalista – nel quale il traguardo fissato dall’Energy Transitions Commission per il 2040 è un più generico 80-90% di energie rinnovabili, sul totale dei consumi elettrici.
Ci si perdoni lo scrupoloso puntiglio, ma è sul rimanente 10-20% che si gioca la sfida, e sul quale meriterebbe fare le pulci. Dopotutto, i numeri sono numeri e le parole hanno un loro preciso significato, a meno che non si voglia confondere il lettore, lasciando intendere che la decarbonizzazione dell’energia elettrica, questa sì raggiungibile al 100%, abbia come unico protagonista le energie rinnovabili. Esistono invero anche altre tecnologie a basse emissioni, oltre a meccanismi di cattura e sequestro della CO2, questi ultimi citati nello stesso studio di cui sopra.
A tutti preme un futuro “a basse emissioni”, ma non esistono bacchette magiche, e alla favola de “il Sole è gratis” e delle tecnologie “a zero emissioni” vogliamo sperare che ormai non creda più quasi nessuno.
Numeri e annunci, inoltre, andrebbero sempre debitamente contestualizzati, ricordandosi che non è mai una buona cosa confrontare pere con mele. Il caso della Costa Rica è spesso citato ad immaginifico esempio di virtuosità verde, grazie all’elettricità prodotta quasi interamente attraverso fonti rinnovabili (il dato del 2016 si è attestato al 98%).
Quali siano le numerose – se non insormontabili – difficoltà di esportare questo modello in Paesi completamente differenti per dimensione, densità demografica, economia e disponibilità di risorse naturali, al lettore non è quasi mai dato di sapere. Basta tuttavia dare un’occhiata ai numeri, per rendersi conto che solamente i Paesi e le regioni favoriti dall’elevata montuosità del territorio e da climi abbondantemente pluviali, possono permettersi di soddisfare larga parte del proprio fabbisogno attraverso l’energia idroelettrica.  Per la Costa Rica tale valore sfiora il 70%, di fronte al quale il contributo dello 0,03% del fotovoltaico può solamente impallidire.

E’ proprio come ci racconta Greenpeace? Per scoprirlo, consulta la Tabella 1.

E ad ogni modo, se è l’idroelettrico il modello a cui far riferimento, grazie al suo patentino di fonte non solo rinnovabile ma anche stabile e sostanzialmente immune ai capricci intermittenti di Sole e vento [1], non è certo necessario scomodare lontani ed esotici Paesi!  Per l’Europa vale l’esempio della Norvegia, con il 98% di elettricità prodotta da fonti rinnovabili, di cui l’idroelettrico rappresenta ben il 96% [2].
Anche alcune regioni italiane ottengono risultati simili: Valle d’Aosta e Trentino Alto-Adige, per esempio, hanno prodotto nel 2015 rispettivamente il 99% e 94% dell’elettricità con le energie rinnovabili, eccedendo in larga parte i loro fabbisogni e garantendo quindi un’esportazione netta verso altre regioni italiane un po’ più avide di elettricità e meno fortunate dal punto di vista della disponibilità di bacini idrici montuosi.

In Costa Rica il 100% dell’elettricità è rinnovabile, ma l’elettricità copre solo il 22,4% dei consumi finali. Del rimanente, il 59,5% è garantito dai prodotti petroliferi. ktep = migliaia di tonnellate equivalenti di petrolio. Fonte IEA.

Torniamo al caso della Costa Rica. Un aspetto che spesso viene omesso, relativamente al famoso obiettivo delle rinnovabili al 100%, è che esso si riferisce sempre soltanto al settore elettrico, che per il paese centroamericano equivale a poco più del 20% dei consumi energetici finali (Tabella 1). Del rimanente, a farla da padrone sono – guarda un po’ – i prodotti petroliferi, che incidono per quasi il 60% sui consumi finali, trainati dal settore dei trasporti in cui non c’è ombra di auto elettriche, a biocombustibili o a gas… il 100% dei veicoli in Costa Rica viaggia con la tradizionale benzina o con il gasolio.
Non proprio un modello da seguire, nemmeno per un Paese storicamente “gommato” come l’Italia, in cui le cose tutto sommato vanno un po’ meglio.

un terzo dei consumi elettrici californiani, nel 2015 è stato coperto con energia elettrica d’importazione. Fonte www.energy.ca.gov

Lasciamo la Costa Rica e spostiamoci negli Stati Uniti, precisamente in California dove alcuni giorni fa sono tuonate le dichiarazioni del governatore Brown, in polemica con i nuovi indirizzi di politica ambientale annunciati dal presidente Trump.
Nel commentare la notizia in un articolo pubblicato da La Stampa, il direttore scientifico di Kyoto Club, Gianni Silvestrini, ha elogiato il provvedimento proposto dal presidente del Senato Kevin de Leon, in cui si rilancerebbero i già ambiziosi piani energetici californiani, fissando l’obiettivo entro il 2040 del 100% di energia elettrica prodotta con le fonti rinnovabili.
La crescita del solare fotovoltaico in California è stata effettivamente impetuosa negli ultimi anni, raggiungendo nel 2016 un contributo pari al 13% della produzione, rispetto al 7,7% dell’anno precedente. Un <<record mondiale>>, dice Silvestrini, se non fosse che il fabbisogno di elettricità della California è superiore di quasi il 50% rispetto alla produzione (Tabella 2). Ciò significa che la rete californiana, nonostante l’escalation solare, continua in larga misura a non essere in grado di reggersi sulle proprie gambe, dovendo ricorrere a consistenti nonché crescenti importazioni dagli stati limitrofi, in particolare dall’Arizona, Stato a tipica trazione nucleare. Snocciolando le tabelle con i valori disaggregati per fonte, emergono molte informazioni interessanti, soprattutto considerando le velleità della California di vincere la sfida green della decarbonizzazione.
Se infatti è veritiero che le centrali a carbone contribuiscono in California per meno dell’1%, è altrettanto vero che l’incidenza del carbone pesa per quasi il 20% sull’elettricità importata. Di fatto, complessivamente è esattamente “come se” due centrali a carbone, un paio di centrali a gas e una centrale nucleare (per una potenza nominale complessiva di circa 5 GW) producessero elettricità fuori dai confini della California, ad uso esclusivo dei consumatori della West Coast: fonti baseload politicamente scomode, ma indispensabili per equilibrare una rete interna assoggettata alla variabilità intrinseca delle fonti rinnovabili aleatorie.
È infine evidente come il ruolo marginale di idroelettrico, geotermico e biomasse, uniche fonti rinnovabili effettivamente baseload, differenzi in maniera inequivocabile la situazione californiana da quella della Costa Rica. Sulla base di quali soluzioni tecniche si pensa di raggiungere il target del 100% da fonti rinnovabili entro il 2045, nonché il ben più vicino traguardo del 50% entro il 2025? Sono interrogativi che meriterebbero un approfondimento, vista la già menzionata crescente dipendenza energetica dai vicini di casa, nonché la frequente occorrenza di blackout, riguardo ai quali la California vanta un triste primato.
La soluzione, secondo Silvestrini, sarebbe a portata di mano, visto che la California si è posta l’obiettivo di realizzare da qui al 2020 un sistema di stoccaggio di ben 1325 MW.  Peccato che questa cifra, a fronte di un carico di rete che nelle ore di picco si aggira attorno ai 50 GW (50.000MW), non sarebbe certamente sufficiente a compensare le ipotetiche fluttuazioni delle fonti aleatorie rinnovabili, soprattutto qualora se ne volesse aumentare il peso relativo nel paniere energetico. Già oggi le installazioni fotovoltaiche ammontano a più di 18 GW di potenza nominale, ma se si volesse innalzare la quota al 50% del fabbisogno, la capacità installata dovrebbe come minimo quintuplicare: qual è la sostenibilità economica di un sistema di accumulo in grado di redistribuire in fasce orarie meno favorevoli gli eccessi di produzione di un parco fotovoltaico di potenza doppia rispetto al picco massimo giornaliero? Davvero si crede di poter fare a meno di impianti di backup alimentati da combustibili fossili, in grado di rimpiazzare sole e vento quando il tempo fa i capricci [3]? O di “riversare” sugli stati limitrofi l’energia prodotta in eccesso, chiedendola in cambio quando ce n’è bisogno (senza farsi troppi problemi sulla fonte di provenienza). O di privarsi di uno “zoccolo” di energia pulita, affidabile e a bassissime emissioni di CO2 come il nucleare?

California, produzione elettrica e fabbisogno a confronto. Fonte: U.S. Energy Information Administration, U.S. Electric System Operating Data. Elaborazione dati: EIA

Un aiuto certamente significativo può venire dalla riduzione dei consumi e dalle operazioni di efficientamento energetico. Non dobbiamo tuttavia dimenticare che se da una parte il fabbisogno energetico primario potrà effettivamente scendere, dall’altra la maggiore elettrificazione dei consumi, da tutti indicata come la via maestra per raggiungere i traguardi di decarbonizzazione, determinerà inevitabilmente un aumento della produzione di elettricità [4].  D’altronde, 4 milioni di nuove auto “a zero emissioni”, previste in California entro il 2030, da qualche parte dovranno pur ricaricare le loro batterie!

In conclusione: in questa breve disamina abbiamo cercato di evidenziare, ancora una volta, come non esistano soluzioni facili a problemi difficili e come sia diffusa la tendenza dei media e degli opinion maker a semplificare – se non addirittura a banalizzare – aspetti estremamente problematici legati alla sfida della decarbonizzazione dell’energia.
Una sfida alla quale è doveroso non sottrarci, ma che deve trovarci armati del giusto senso critico e della consapevolezza che credere ai venditori di illusioni forse è un lusso che ormai non possiamo più permetterci.

Note:

[1] L’idroelettrico da bacino (non quello da acqua fluente) garantisce nel breve periodo un certo livello di programmabilità della erogazione di energia elettrica. E’ inoltre un’ottima soluzione per l’accumulo, tramite i pompaggi, dell’eventuale elettricità prodotta in eccesso da altri impianti, che viene riconvertita in energia potenziale gravitazionale. Tuttavia, in termini di affidabilità l’idroelettrico non è propriamente classificabile come una fonte baseload, poiché le variabilità stagionali non programmabili possono in alcuni casi essere piuttosto marcate. A titolo d’esempio nel nostro Paese, al record di produzione idroelettrica del 2014 (58,5 TWh), è seguita nel 2015 un’annata decisamente deludente, con una contrazione addirittura del 22%. Non si è trattato di un caso isolato: nell’arco degli ultimi 15 anni, a fronte di una potenza idroelettrica che, seppur di poco, è costantemente aumentata passando da 16,8 a 18,5 GW, la produzione ha osservato un trend sempre altalenante, con un minimo nel 2007 di 32,8 TWh.

[2]  Secondo il Consiglio dei Regolatori Energetici Europei (CEER) che ha recentemente pubblicato lo Status Review of Renewables Support Scheme in Europe, la Norvegia è stata  nel 2014 e 2015 il Paese con il più basso livello di incentivazione delle energie rinnovabili (16,20 €/MWh, meno di un decimo rispetto all’Italia).

[3] Esemplare è il caso della centrale solare a concentrazione di Ivanpah, in cui l’impiego di gas come sistema di backup nell’arco degli ultimi due anni di attività è aumentato addirittura del 66%.  Bruciare gas per sostenere la produzione di energia solare non è proprio la strada migliore per centrare l’obiettivo del “100% rinnovabili”! Sulla centrale di Ivanpah avevamo già dedicato alcune righe qui.

[4] Alcuni esempi: a) I due scenari valutati dal World Energy Council prevedono per il 2050 un aumento rispettivamente del 123% e del 150% di fabbisogno elettrico mondiale rispetto al 2010; b) il Clean Energy Scenario dell’International Energy Agency considera un incremento della produzione di elettricità di almeno il 70% entro il 2040; c) in tutte le proiezioni elaborate nell’Energy Roadmap 2050 dell’Unione Europea, la quota di energia elettrica sui consumi finali europei è destinata a raddoppiare rispetto ai valori del 2005.

Fonti principali consultate:

http://www.energy.ca.gov/almanac/

https://www.nei.org/Issues-Policy/Protecting-the-Environment/Life-Cycle-Emissions-Analyses

https://www.iea.org/statistics/
https://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistatistici.aspx

https://www.worldenergy.org/publications/2013/world-energy-scenarios-composing-energy-futures-to-2050/

https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/weo-2016-special-report-energy-and-air-pollution.html

https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy-and-energy-union/2050-energy-strategy

http://www.ceer.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_PUBLICATIONS/CEER_PAPERS/Electricity

Accident at Hanford

[this article was originally published on blog.safecast.org. We thank the author and the editors.]

 

Above: Photo showing the 20ft x 20ft hole which resulted from the collapse of a PUREX storage tunnel at Hanford (Image: Hanford Emergency Information page)

News wires have been buzzing about a tunnel cave-in at the Hanford nuclear facility in Washington State. The Hanford facility is extremely large, 580-square miles, or about half the size of the state of Rhode Island. It produced the plutonium used in the bomb dropped on Nagasaki, and during the cold war facilities were greatly expanded for weapons production. The last reactor at Hanford was shut down in 1987, and decommissioning and cleanup operations have been ongoing since 1989. The site has been fraught with problems stemming from the storage of radioactive waste, and because of the risk of releases of radioactive material to the environment, particularly the nearby Columbia River,  it is closely watched by environmental groups.

The accident yesterday involved the collapse of a small (20 x 20 foot) section of a storage tunnel built as part of the Plutonium Uranium Extraction Facility (PUREX), detected by workers on the morning of May 9th. These tunnels, constructed in the 1950’s and 1960’s, hold rail cars loaded with contaminated discarded equipment. They were constructed of wood and concrete and covered with approximately 8 feet of soil. The collapse is probably due to the degradation of wood used in construction.

Tunnel construction

(From Hanford facility dangerous waste permit application, PUREX storage tunnels)

Railcar-by-railcar breakdown of what’s stored in the PUREX underground tunnels at the Hanford Site and how radioactive it is, c/o Stephen Schwartz‏  @AtomicAnalyst.

Hanford Challenge twitter feed; this group has represented Hanford workers for the past 20 years.

Because the Hanford site is so large, only very large radioactive releases can be detected off site. This makes it difficult if not impossible to verify official data regarding releases. Official reports so far have indicated that no airborne releases of radiation have been detected due to the tunnel collapse. Nevertheless, an emergency was declared, and personnel were evacuated from nearby areas of the site and required to shelter indoors in others. As of 8pm on May 9th, work had begun to stabilize and fill the opening of the collapsed section.

Cheryl Rofer, formerly of the Los Alamos National Laboratory, posted an informative blog at Nuclear Diner, in which she concluded that the risk of large releases due to this accident are small.

At the same time, the tunnel collapse should call attention to the greater risks posed by deteriorating infrastructure at Hanford. The Washington Post notes:

“An August 2015 report by Vanderbilt University’s civil and environmental engineering department said the PUREX facility and the two tunnels had “the potential for significant on-site consequences” and that “various pieces of dangerous debris and equipment containing or contaminated with dangerous/mixed waste” had been placed inside the tunnels.”

(Update) Our colleagues at the NRDC communicated the following to us:

— NRDC assessment is that this accident does not pose a risk off site but will create increased risk for Hanford Site workers dealing with the accident, with substantial increased cleanup costs;
— This accident illustrates the difficulty of the cleanup of the US Cold War legacy of nuclear weapons production — the largest environmental cleanup project in the world costing over $6B a year (nearly $2 billion per year alone at Hanford) – every nation that has made nuclear weapons has hurt its own people and natural environment in the process – it further illustrates some complicated regulatory problems (lack of EPA and State authority over the site, where NRDC has long pushed for transparency).
— Continued risk at Hanford is greatest from the 56 million gallons of toxic, liquid high level-radioactive waste held in 177 very large tanks some of which are leaking – this underground plume threatens the Columbia River.

To summarize, this particular accident appears to be quite small and localized, but that may just be luck. In this instance, Safecast is concerned about the lack of independent monitoring at the Hanford site to confirm official statements about radiation releases.

Le sfide della decarbonizzazione

A Ravenna2017, a “Fare i Conti con l’ambiente”, ci saremo anche noi.

Conferenza Nazionale sull'Energia

Anche quest’anno “Energie per l’Italia del Futuro” e “Comitato Nucleare e Ragione” saranno presenti al festival scientifico “Fare i Conti con l’ambiente – Ravenna 2017“, ospiti di Labelab ed Ekoclub International.
Il workshop in programma, intitolato “Il Bosco coltivato ad Arte – Le Sfide della decarbonizzazione”, avrà luogo il 19 maggio presso il Palazzo Rasponi dalle Teste a Ravenna.
Per prenotazioni e informazioni: http://www.labelab.it/ravenna2017/events/workshop-r-il-bosco-coltivato-ad-arte-iii-edizione-le-sfide-della-decarbonizzazione/

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Il “caso Report” – reazioni differenti allo stesso metodo

report

Il 29 marzo 2009 Report (trasmissione RAI) mandò in onda una puntata sul nucleare, o per meglio dire “contro” il nucleare, intitolata “L’inganno”.

L’intento di “informare i cittadini” sull’utilizzo della tecnologia elettronucleare fu completamente tradito. Inesattezze e falsità si sprecarono.

Oggi le definiremmo delle “post-verità”.

Ne seguì una lettera molto decisa e dettagliata da parte dell’Associazione Italiana Nucleare, rivolta ai vertici della RAI, della Commissione di Vigilanza e dell’Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni. In particolare, allo scopo di dimostrare come fatti e dati riportati erano errati, capziosi o infondati, in certi casi frutto di una certa “immaginazione”, l’AIN passò al setaccio l’intera trasmissione restituendone una cronaca puntuale e commentata.

Per chi volesse rendersi personalmente conto di come sia stato superficialmente trattato dal servizio pubblico (pagato dai contribuenti italiani) un argomento tecnico-scientifico di alto livello e politicamente delicato, riportiamo qui sotto il link al documento:

http://www.associazioneitaliananucleare.it/file/Osservazioni%20Report%2029-03-2009.pdf

Quello che ci preme maggiormente evidenziare è però un altro fatto. Allora la levata di scudi da parte dei media e del mondo scientifico e accademico non fu così imponente come quella a cui stiamo assistendo in questi giorni, relativamente alla puntata di Report sui vaccini. Difatti la lettera dell’Associazione Italiana Nucleare passò quasi inosservata.

Ma erano altri tempi, altre sensibilità (politiche). Soprattutto era un altro tema, un tema scomodo sul quale forse faceva comodo che si gettasse qualche ombra e molto fango. In quegli anni, lo ricordiamo, si parlava con sempre maggior forza di un ritorno dell’Italia all’impiego dell’energia nucleare per la produzione di elettricità, e l’opinione pubblica era tendenzialmente favorevole.

Le cose poi andarono come tutti sappiamo.

Spiace notare come ancora oggi il servizio pubblico dia spazio a inchieste giornalistiche che non sono solo basate su tesi precostituite, ma addirittura fondate su una sofisticata manipolazione delle informazioni.

Sia chiaro, siamo allergici alle censure; tuttavia ci uniamo alle voci di sdegno e di critica verso trasmissioni confezionate in siffatto modo, e che vengono finanziate con denaro pubblico.

Il nostro augurio è dunque quello che i cittadini, grazie anche alla sapiente attività di tante associazioni che si battono ogni giorno per la diffusione della cultura scientifica e dello spirito critico, riescano a costruirsi i giusti “anticorpi” per difendersi da chi spaccia disinformazione ed alimenta paure infondate.

Fonti:
Report – RAI – 17/04/2017
Reazioni avverse
http://www.report.rai.it/dl/Report/puntata/ContentItem-3130cc7a-9973-49e5-99ce-71eb96d3113e.html

Centrale di Krško: cinquina!

A seguito di numerose richieste, siamo lieti di proporre una quinta visita al complesso della Centrale Nucleare di Krško, in Slovenia. La visita avrà luogo il prossimo 6 aprile. Qui sotto riportiamo il volantino con tutte i dettagli e i riferimenti per formalizzare l’iscrizione.
Il numero di posti disponibili è limitato, perciò invitiamo le persone interessate a contattarci al più presto, inviando una mail a nucleareeragione@gmail.com.
volantinokrskov

Energiewende dove vai?

[…se il nucleare non ce l’hai]

Fig. 1 Energiewende, il “quadro della situazione”
Fig. 1 Energiewende, il “quadro della situazione”

Le Elezioni Federali previste per quest’anno in Germania sono molto attese, non solo dal popolo tedesco. La data deve ancora essere stabilita; è probabile venga scelta una domenica tra fine estate ed inizio autunno. Viene da pensare ai ben noti versi “Si sta come / d’autunno / sugli alberi / le foglie”. Vale a dire che alcuni segnali, seppur deboli, danno la Energiewende candidata ad una sostanziale revisione. Altri segnali piuttosto forti la ritraggono in grave crisi d’identità. Questi ultimi sono stati oggetto di una nostra lunga dissertazione. Riassumiamo brevemente qui di seguito i punti salienti delle precedenti puntate:

  1. l’utilizzo di carbone fossile e lignite nel settore elettrico non solo non è drasticamente diminuito nonostante la crescita senza precedenti delle FER (Fonti di Energia Rinnovabili), ma dopo la decisione di “uscire dal nucleare” è in ripresa;

  2. le emissioni di gas-serra della Germania sono tra le più alte nei Paesi OCSE e le più alte in assoluto tra i Paesi UE;

  3. la bolletta elettrica tedesca è la più alta in Eurolandia.

Nel frattempo le cose non sono migliorate.

L’inverno del nostro scontento

Il produttore russo di gas Gazprom ci informa che le sue esportazioni verso la Germania hanno raggiunto un livello record nel 2016 e che hanno registrato un’impennata dall’inizio di quest’anno [1].

Fig. 2 Diagramma età-capacità delle centrali elettriche a carbone attive nei principali Paesi europei. A sinistra suddivisione per Paese e per gruppi di età. A destra suddivisione per gruppi di età. Si noti che la maggior parte della capacità di generazione elettrica è fornita da impianti in età compresa tra i 30 e i 40 anni, perlopiù tedeschi. Nella sola Germania il totale dei gigawatt delle nuove installazioni commissionate negli ultimi dieci anni è grossomodo pari a tutta la capacità di generazione delle centrali a carbone operative in Italia. Difficilmente la Germania riuscirà a mantenere obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra coerenti alle direttive UE a meno che tutti questi impianti non siano spenti definitivamente prima della fine del loro ciclo di vita. Fonte: “A Stress Test for Coal in Europe under the Paris Agreement. Scientific Goalposts for a Coordinated Phase-Out and Divestment“, Climate Analytics, Feb. 2017, p. 11
Fig. 2 Diagramma età-capacità delle centrali elettriche a carbone attive nei principali Paesi europei. A sinistra suddivisione per Paese e per gruppi di età. A destra suddivisione per gruppi di età. Si noti che la maggior parte della capacità di generazione elettrica è fornita da impianti in età compresa tra i 30 e i 40 anni, perlopiù tedeschi. Nella sola Germania il totale dei gigawatt delle nuove installazioni commissionate negli ultimi dieci anni è grossomodo pari a tutta la capacità di generazione delle centrali a carbone operative in Italia. Difficilmente la Germania riuscirà a mantenere obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra coerenti alle direttive UE a meno che tutti questi impianti non siano spenti definitivamente prima della fine del loro ciclo di vita. Fonte: “A Stress Test for Coal in Europe under the Paris Agreement. Scientific Goalposts for a Coordinated Phase-Out and Divestment“, Climate Analytics, Feb. 2017, p. 11

Secondo gli eco-modernisti di Environmental Progress [2] in Germania lo scorso anno le emissioni di anidride carbonica del settore elettrico sono state superiori del 43% a causa del mancato contributo dei reattori nucleari “chiusi” nel 2011 e nonostante l’incremento del contributo delle FER: 308 milioni di tonnellate di CO₂ anziché 215.

E tutto questo ha un costo. Con forte rischio di aumento, non fosse altro perché esiste una buona correlazione tra capacità di generazione elettrica da FER aleatorie (eolico e solare) e costi elevati dell’energia elettrica (Fig. 3).

Prima o poi i nodi vengono al pettine. Sembrerebbe non mancare molto.

Fig. 3 Correlazione tra capacità di generazione elettrica pro capite da fonte eolica e solare e costo dell’elettricità per le utenze domestiche. Fonte: Roger Andrews, “Energy Prices in Europe”, Energy Matters, January 2, 2017
Fig. 3 Correlazione tra capacità di generazione elettrica pro capite da fonte eolica e solare e costo dell’elettricità per le utenze domestiche. Fonte: Roger Andrews, “Energy Prices in Europe”, Energy Matters, January 2, 2017

Intanto, da qualche settimana l’inverno ha portato con sé in Germania un certo scontento.
Qualcuno si è spinto addirittura ad ipotizzare che gli eventi meteorologici che stanno caratterizzando la stagione potrebbero passare alla storia per aver costretto la
Energiewende a rivelarsi per quella che veramente è: una transizione energetica priva di valide fondamenta, insostenibile ed incapace di successi duraturi.

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Fig. 4Andamento dei consumi elettrici tedeschi e della generazione suddivisa per fonti, nei mesi di dicembre 2016, gennaio 2017 e febbraio 2017. In viola, tra quelle convenzionali è considerata anche la produzione elettronucleare. Fonte: Agorameter di Agora Energiewende
Fig. 4 Andamento dei consumi elettrici tedeschi e della generazione suddivisa per fonti, nei mesi di dicembre 2016, gennaio 2017 e febbraio 2017. In viola, tra quelle convenzionali è considerata anche la produzione elettronucleare. Fonte: Agorameter di Agora Energiewende

La produzione di energia elettrica da fonte eolica e solare è stata più bassa delle peggiori previsioni per diverse settimane. In particolare le prestazioni di dicembre sono state catastrofiche grazie alla nebbia fitta persistente in tutta l’Europa centrale. Fatta eccezione per alcuni irriducibili scettici, ben pochi si sarebbero aspettati di vedere immobili per giorni e giorni quasi tutti gli aerogeneratori di Germania, compresi quelli in mare aperto, e di riscontrare altrettanto flebili “segni vitali” negli immensi parchi fotovoltaici. I dati compilati da Agora Energiewende presentano risultati terribili per fotovoltaico ed eolico tra il 2 e l’8 dicembre e dal 12 al 14: per esempio alle 15:00 del 12/12/2016 la domanda di potenza elettrica ammontava a 69 GW mentre l’offerta del FV era di appena 0,7 GW, quella dell’eolico 1,0 GW onshore e 0,4 GW offshore – totale 3% di copertura.

I grafici in Fig. 4 rendono evidente che stasi di così ampia portata possono persistere per diversi giorni. Non è necessario essere un tecnico od uno scienziato per percepire la gravità della situazione. Se ne sono accorti anche gli economisti!

Secondo Heiner Flassbeck, ex direttore di Macroeconomia e Sviluppo presso l’UNCTAD a Ginevra, questi periodi di sottoproduzione prolungata dimostrano che la Germania non sarà mai in grado di contare sulle fonti energetiche rinnovabili aleatorie, a prescindere da quanto e da come continueranno ad aumentare le installazioni di impianti che utilizzano tali fonti. Flassbeck ha lanciato il guanto della sfida alla Energiewende dal suo sito blog makroskop.eu lo scorso 20 dicembre [3], ed uno dei passaggi chiave della sua intemerata mostra chiaramente l’assenza di scopi “nuclearisti”. Leggiamo infatti: “Non si può contemporaneamente fare affidamento su enormi quantità di vento e sole, fare a meno delle centrali nucleari (per ottime ragioni), ridurre significativamente la fornitura da fonti fossili, e dire alle persone che anche così in futuro l’elettricità sarà sicuramente disponibile.”

Il prominente economista fa inoltre notare che in inverno condizioni meteorologiche simili, poco vento e molta nebbia (o comunque elevata foschia e/o nuvolosità), non sono un evento mai visto in Germania. Queste “pause” si sono sempre ripetute ogni pochi anni – e la cadenza potrebbe anche aumentare, aggiungiamo noi: “il clima che cambia e cambia male” per quale motivo dovrebbe essere favorevole alle prestazioni di eolico e fotovoltaico? Pertanto nel 2030, anche ipotizzando una triplicazione dei pannelli solari e delle turbine eoliche verrebbe soddisfatto a stento il 20% del fabbisogno di energia elettrica [4], partendo dal presupposto che la domanda non aumenti. E se invece i consumi elettrici vedessero un’impennata a seguito della progressiva sostituzione di benzina e diesel con l’elettrificazione dei trasporti? Con quali misure si pensa di sostenere una eventuale “rivoluzione dell’auto elettrica”? E se il costo di gas, petrolio, carbone e lignite non crescessero abbastanza per rendere competitivo economicamente lo stoccaggio dell’energia elettrica?

Oggi come oggi un investitore finanziario che preveda una crescita drammatica del prezzo dei combustibili fossili va cercato con il lanternino, sempre che esista. È più facile trovare qualcuno che vi dica pacificamente che il redde rationem per la Energiewende è dietro l’angolo e non occorra aspettare fino al 2030. È dunque sconcertante constatare la facilità con cui vengono offerte ai cittadini contribuenti certe rassicurazioni. E cosa si può dire di certe affermazioni come quella propagata di recente dalle più alte sfere politiche tedesche a proposito del fatto che entro 13 anni saranno autorizzate nuove immatricolazioni esclusivamente per auto elettriche?

Temiamo di dover concordare in pieno con Flassbeck [5]: “l’esempio della Energiewende dimostra ancora una volta che le nostre democrazie, nell’approccio politico tradizionale, sono mal equipaggiate per risolvere problemi di tale complessità. Di conseguenza, esse perseguono quella che ho chiamato di recente una ‘politica simbolica’: fanno qualcosa che si suppone punti nella direzione giusta, senza riflettere a fondo e senza nemmeno prendere atto delle conseguenze relative al sistema. Se va male, è colpa dei predecessori politici e nessuno si sente responsabile.”

Occorre dunque rimanere vigili e critici, soprattutto se cittadini contribuenti. Desiderare molto e sperare sempre in un buon risultato è di grande aiuto. Tuttavia, per quanto importanti, desideri e speranze non bastano. Purtroppo è molto pericoloso convincersi che il raggiungimento di certi obiettivi avvenga grazie a non ben specificati automatismi per il solo motivo che tali obiettivi sono più “giusti” degli altri. Ed è indispensabile usare prudenza e raziocinio soprattutto quando davanti a risultati deprimenti preferiremmo spegnere il cervello o continuare a fantasticare su scenari irrealizzabili.

I nodi vengono al pettine

Possiamo affermare che la decisione della Germania di uscire dal nucleare comporterà la sostituzione di un buon 14% della fornitura di energia elettrica del Paese entro la fine del 2022. È interessante notare che ben cinque degli otto reattori nucleari (in tutto 6,7 GW di capacità netta) ad oggi rimasti si trovano nel Sud della Germania. Le nuove centrali a gas già pianificate per la rete nazionale potranno colmare solo in parte la lacuna. Il resto dovrà venire dal “combinato disposto” di impianti locali a cogenerazione (combined heat-and-power, CHP), aumento della produzione da fonti rinnovabili, importazioni ad hoc e just in time e progressiva riduzione della domanda.

La locazione delle centrali nucleari da chiudere è un dettaglio per nulla secondario. Infatti le condizioni per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili nel Sud della Germania sono ben lungi dall’essere ideali. Il potenziale del fotovoltaico è limitato principalmente dal fatto che le ore che permettono una produzione a pieno carico sono mediamente solo 955 ore all’anno in Baviera (i.e. fattore di carico dell’11% circa). Gli altri Land non sono certamente più “assolati”. Inoltre, la storica scarsità di mulini a vento è lì a testimoniare che le correnti d’aria sono troppo deboli per macinare il grano, figuriamoci per rendere produttivi gli aerogeneratori di elettricità. Pertanto occorre alimentare elettricamente la regione più industriale della Germania con altri mezzi.

Fig. 5Storico degli impianti eolici tedeschi su terraferma. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016
Fig. 5 Storico degli impianti eolici tedeschi su terraferma. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016

Lo stoccaggio dell’energia potrebbe essere una soluzione. Tuttavia, l’implementazione di batterie adatte allo scopo può avvenire solo gradualmente e per ora tale cambiamento interessa quasi esclusivamente gli impianti di piccole dimensioni – più che altro il fotovoltaico sui tetti [6].

Dunque questo tipo di soluzione continua a rimanere dietro l’angolo, senza che nessuno l’abbia mai vista realizzata su larga scala [7]. Ad aggravare la situazione gli impianti idroelettrici di pompaggio fino a 1 GW (come quello di Goldisthal) sono diventati inutili, o meglio economicamente insostenibili a causa della depressione dei prezzi sul mercato elettrico.

L’alternativa praticabile potrebbe essere quella di ottimizzare la rete di trasmissione che attraversa il Paese, per far arrivare ai grandi consumatori bavaresi l’elettricità prodotta dai grandi parchi fotovoltaici nelle regioni rurali orientali e da quelli eolici del Nord – una soluzione auspicabile anche perché questi parchi producono non di rado una quantità eccessiva di energia elettrica contemporaneamente. Il problema è che “rimodernare” la rete di trasmissione e distribuzione elettrica richiede interventi costosi per portare nella giusta quantità l’elettricità dove e quando serve e per evitare congestione da sovrapproduzione.

Fig. 6Storico degli impianti fotovoltaici tedeschi. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016
Fig. 6 Storico degli impianti fotovoltaici tedeschi. A confronto la variazione della produzione elettrica lorda totale all’aumento della capacità netta di generazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE, Carbon Brief e AGEB 2016

C’è un’altra “scomoda verità”: i picchi di sovrapproduzione al Nord e ad Est non corrispondono necessariamente ai picchi di domanda al Sud e nonostante il continuo miglioramento della tecnologia eolica e fotovoltaica e l’aumento impressionante delle installazioni verificatosi negli ultimi anni il fattore di carico medio non migliora. Non sono riscontrabili segnali rassicuranti che permettano anche solo di intravedere la possibilità che queste fonti possano ricoprire il ruolo del nucleare. Anzi, come si può vedere dai grafici in Fig. 5, 6 e 7 i valori medi del fattore di carico complessivo di queste fonti registrati in Germania sono chiaramente al di sotto di quelli attesi.

In parole povere, il fattore di carico medio indicato nei grafici di Fig. 5 e 6 altro non è che il numero delle ore effettivamente produttive degli impianti in funzione in Germania nel periodo 2003-2015, considerati come un unico parco eolico on-shore e un unico parco fotovoltaico rispettivamente. Qualcuno potrebbe osservare, giustamente, che si tratta di una semplificazione molto spinta. In realtà, approssimando un sistema costituito da un numero elevato di impianti a fonte rinnovabile aleatoria distribuiti su di un territorio di notevoli dimensioni si ottiene comunque un’informazione basilare sulla capacità delle fonti in questione di sopperire alla domanda di elettricità che la rete deve gestire nel suo complesso.
Vediamo allora che il “sistema eolico” tedesco produce per 1300-1900 ore all’anno (grandi oscillazioni del valore medio del fattore di carico nell’intervallo 15%-22%); mentre quello fotovoltaico per 500-1000 ore all’anno (valore medio fattore di carico pari a 6%-11%), nonostante la crescita ad oggi inarrestata della capacità netta di generazione di entrambi.

Questi valori sono inferiori a quelli che ci si aspetterebbe esaminando i grafici in Fig. 7a e 7b.
Inoltre, laddove la dipendenza dalle condizioni meteorologiche è superiore, lo storico della produzione di elettricità rivela una netta mancanza di correlazione con l’aumento annuale della capacità netta di generazione. Nel 2009 a fronte di un aumento di circa l’8% della capacità netta di generazione da eolico
on-shore la produzione lorda è diminuita del 5% rispetto all’anno precedente e nel 2010 a fronte di un ulteriore aumento del 5% della capacità la diminuzione della produzione associata è stata del 2%.

Fig. 7a Fattore di carico di alcune centinaia di parchi fotovoltaici situati a diverse latitudini. Fonte: Roger Andrews, “Estimating Global Solar PV Load Factors“, Energy Matters 2014/06/20. La Germania è compresa fra i 47°16’15” N e 55°03’33” N di latitudine; per cui approssimativamente i valori attesi del fattore di carico sono nell’intervallo 8-16%
Fig. 7a Fattore di carico di alcune centinaia di parchi fotovoltaici situati a diverse latitudini. Fonte: Roger Andrews, “Estimating Global Solar PV Load Factors“, Energy Matters 2014/06/20. La Germania è compresa fra i 47°16’15” N e 55°03’33” N di latitudine; per cui approssimativamente i valori attesi del fattore di carico sono nell’intervallo 8-16%
Fig. 7b Distribuzione dei fattori di carico degli impianti eolici (sin.) e fotovoltaici (dex.). Dati raccolti a livello mondiale. Valore medio per eolico: 23-29%. Valore medio per FV: 11-13%. Fonte: M. Carbajales-Dale et al., “Can we afford storage? A dynamic net energy analysis of renewable electricity generation supported by energy storage”, Energy Environ. Sci., 2014, 7, 1538 DOI: 10.1039/c3ee42125b
Fig. 7b Distribuzione dei fattori di carico degli impianti eolici (sin.) e fotovoltaici (dex.). Dati raccolti a livello mondiale. Valore medio per eolico: 23-29%. Valore medio per FV: 11-13%. Fonte: M. Carbajales-Dale et al., “Can we afford storage? A dynamic net energy analysis of renewable electricity generation supported by energy storage”, Energy Environ. Sci., 2014, 7, 1538 DOI: 10.1039/c3ee42125b

Nonostante la necessità imminente di nuovi corridoi di trasmissione, in particolare quelli dal Mare del Nord ai territori di Monaco e Stoccarda, i progetti per le linee elettriche aeree sono afflitti da ritardi irrecuperabili e dall’opposizione apparentemente irriducibile delle popolazioni interessate dall’attraversamento. I timori riguardano potenziali danni all’economia del turismo dall’imbruttimento del paesaggio o danni ipotetici (più che altro immaginari) alla salute dall’esposizione alle radiazioni non ionizzanti o entrambe le cose.

Di conseguenza, il Governo federale ha adottato una risoluzione nel mese di ottobre 2015 per posare 1.000 km di cavi di trasmissione in via sotterranea, con una prima stima di 3-8 miliardi di euro di extra-costi. Queste cifre potrebbero essere facilmente superate entro la metà del prossimo decennio, grazie ad una maggiore elettrificazione dei trasporti e del riscaldamento. Inoltre, gli elettrodotti in cavo interrato hanno svantaggi che la tecnologia attuale non è ancora riuscita ad eliminare. Sono lontani dagli occhi, e quindi dai cuori (che possono continuare ad essere allietati dal romanticismo dei paesaggi teutonici), generano campi elettromagnetici se possibile ancora più innocui, non hanno restrizioni di peso, ma durano appena la metà delle linee aeree (40 anni e non 80), e a causa di problemi legati alla complessità impiantistica, all’usura, al surriscaldamento ed agli inevitabili sbalzi di tensione possono smettere di funzionare precocemente. Inoltre, per scavare occorrono permessi, espropri, compensazioni economiche, studi di impatto ambientale (soprattutto laddove sia inevitabile l’attraversamento di aree protette, di interesse naturalistico o storico-culturale), ecc. Non ci stupisce dunque il fatto che dopo la risoluzione summenzionata anche la via alternativa con i cavi interrati sia rimasta solo sulla carta. Le ultime notizie lasciano intendere che occorreranno almeno altri 2 anni per mettere in cantiere il progetto. Difficilmente i lavori saranno completati in tempo per compensare il pensionamento delle ultime centrali nucleari ancora attive.

In particolare il ritiro di ogni reattore nucleare nel Sud della Germania ridurrà la capacità netta di generazione mediamente di 1,3 GW, richiedendo misure precauzionali contro le interruzioni di corrente. Come già accennato, si potrebbe allora procedere con l’aumento delle tariffe per scoraggiare i consumi e/o stimolare l’utilizzo di tecnologie ad alta efficienza energetica. Ma i costi per i consumatori tedeschi stanno aumentando da tempo per svariati motivi [8], e sono attesi ulteriori aggravi per l’anno in corso legati alla trasmissione elettrica a lunga distanza (30 euro/anno in più per ogni nucleo famigliare di 3 persone), anche per i problemi di cui sopra.

In uno studio recente del Düsseldorf Institute for Competition Economics (DICE) si calcola che i costi complessivi inerenti trasmissione e distribuzione dell’elettricità ammonteranno entro il 2025 a 55,3 miliardi di euro. Per allora il costo medio cumulativo della Energiewende potrebbe quindi superare i 25.000 euro per ogni nucleo famigliare tedesco di quattro persone.

Alle sofferenze dei consumatori fanno da contraltare quelle dei produttori di eolico, per i quali la carenza di capacità di trasmissione elettrica è divenuta talmente critica da potersi definire la pietra tombale della loro espansione economica. L’anno scorso ben 4,1 TWh di elettricità da eolico non sono stati consegnati alle utenze a causa della congestione della rete. Ed in tutta risposta il Governo federale ha deciso di limitare il tasso di installazione annuale degli aerogeneratori nei Länder del Nord a soli 902 MW fino al 2020.

Intanto, alla fine del 2015, per la Energiewende erano già stati spesi 150 miliardi di euro, esclusi i costi di espansione della rete. Nel febbraio del 2013 l’allora Ministro dell’Energia e dell’Ambiente tedesco, Peter Altmaier, dichiarò in un’intervista al Frankfurter Allgemeine che entro la fine degli anni 30 di questo secolo la Energiewende potrebbe venire a costare qualcosa come un trilione di euro (mille miliardi). Una stima da rivedere al rialzo?

Fig. 8In Germania quella elettronucleare potrebbe non essere l’unica tecnologia al tramonto
Fig. 8 In Germania quella elettronucleare potrebbe non essere l’unica tecnologia al tramonto

Siamo pronti per trarre delle conclusioni.

Inizialmente, la transizione energetica tedesca aveva dato almeno qualche segno chiaro di svolta, togliendo dal parco delle centrali elettriche alcuni gigawatt da carbone e petrolio, oltre ad un paio (discutibili) da nucleare “datato”. Ma poi il delirio conseguente l’incidente di Fukushima ha dato i suoi frutti velenosi, resettando in pratica la transizione in atto: dal 2011 il settore convenzionale degli impianti termoelettrici non ha fatto altro che espandersi, sommate tutte le nuove messe in servizio e tutte le chiusure per anzianità e/o non economicità. Di fatto la Energiewende è stata degradata ad un mero phase-out nucleare. Anzi peggio, perché ad oggi non esiste alcuna strategia per lo smantellamento delle centrali nucleari tedesche “in pausa” né esiste alcuna stima degli extra costi legati alla loro chiusura anticipata né alcuna previsione di chi dovrà sobbarcarseli veramente. O meglio, se esiste un piano per tutto questo è ben nascosto in un cassetto, affinché neppure i gestori delle centrali lo conoscano [9].

Incertezze all’orizzonte

L’ipotetica revisione della Energiewende potrebbe significare che il prossimo Governo federale sia indotto a “graziare” le rimanenti centrali nucleari se non addirittura a “resuscitare” alcune di quelle chiuse precipitosamente nel 2011?

Esistono validi motivi per pensare che l’industria nucleare tedesca sia ormai irrimediabilmente compromessa. La situazione è molto complessa e non scenderemo ora nei dettagli, ripromettendoci di approfondire in un’altra occasione. Ci limitiamo a segnalare che sia letteralmente sia metaforicamente sono state smantellate, perse o vendute moltissime risorse, materiali e umane. E non solo negli ultimi 6 anni. Il problema ha origine almeno dai tempi dell’Unificazione.

Rimaniamo tuttavia parzialmente fiduciosi. Non fosse altro perché le migliaia di impiegati nelle centrali nucleari tedesche con gli ancor più numerosi lavoratori del relativo indotto, fra qualche mese andranno a votare. Dunque, affinché dal segreto dell’urna non emergano sorprese sconvolgenti qualcheduno potrebbe iniziare già in campagna elettorale la revisione necessaria.

A questo proposito è interessante notare il solido appoggio di Alternative für Deutschland al settore nucleare. Questo partito emergente e molto discusso, continua ad erodere il blocco dei voti dei colletti blu (in generale di tutto il comparto produttivo) perlopiù appartenenti alla Spd ed alla CDU, specialmente nell’Est. Per evitarne il consolidamento, i partiti ora al governo potrebbero valutare di recuperare una buona fetta di voti riappropriandosi di alcuni punti del programma di AfD, per esempio quelli che riguardano il ridimensionamento/annullamento del phase-out nucleare e dei costi della Energiewende.

Alla luce di tutto questo, una ripresa dell’utilizzo della tecnologia elettronucleare in Germania sarebbe realizzabile? Soprattutto con effetti positivi concreti, ovvero con prospettive di mantenimento sul lungo periodo di un ruolo essenziale nell’approvvigionamento energetico del Paese, di crescita e rinnovamento?

Una siffatta ripresa forse potrebbe passare solo attraverso l’apertura a forti investimenti stranieri. Candidati possibili ce ne sono diversi, a nostro modesto parere. Spicca tra di essi la Cina. Quanto potrebbero essere pronti i tedeschi, sia la popolazione in generale che le loro élite politico-finanziarie, ad un cambiamento di rotta di tale portata, resta tutto da vedersi. Sussistono almeno un paio di ragioni per dubitare. La prima inerisce il fatto che è sempre valida la massima di Mark Twain: “è più facile ingannare le persone che convincerle di essere state ingannate.” E quindi indurle ad invertire rotta rimboccandosi le mani – aggiungiamo noi. La seconda inerisce il fatto che una tale apertura significherebbe essere veramente “globalisti”, o meglio davvero a favore del libero mercato, e non solo a parole nei bei salotti di Davos.

Fig. 9In Germania la tecnologia elettronucleare potrebbe non essere al tramonto
Fig. 9 In Germania la tecnologia elettronucleare potrebbe non essere al tramonto

Note:

[1] La Germania è il più grande mercato d’oltremare per la statale Gazprom, che attualmente fornisce un terzo del gas in Europa. Nel 2016 la Germania ha importato dalla Gazprom 49,8 miliardi di metri cubi, superando il record di 45,3 miliardi di metri cubi del 2015. Fonte: Reuters “Russia’s Gazprom says exports to Germany hit record high in 2016“, 17 January 2017

[2] Fonte: enviromentalprogress.org

Enviromental Progress è un’organizzazione fondata in California con lo scopo di creare un movimento internazionale per affrontare le due minacce ritenute più gravi per il progresso dell’ambiente: la continua dipendenza da legno e sterco nei Paesi poveri, e il cambiamento climatico. Attorno a EP ruota una rete di associazioni che potrebbero portare ad un concreto rinnovamento culturale dell’ambientalismo. Continueremo a seguirli con grande interesse.

[3] A proposito di segnali deboli (o forti, scegliete voi), l’articolo è stato rilanciato da energypost.eu, da theenergycollective.com e da thegwpf.com (forum della Global Warming Policy Foundation)

[4] Oggi come oggi le FER coprono già circa un terzo dei consumi elettrici tedeschi, ma questo avviene grazie al notevole contributo delle centrali termoelettriche a biomasse e della termovalorizzazione dei rifiuti. In generale nel settore delle biomasse la Germania è uno dei leader mondiali. Per approfondire si vedano i nostri precedenti post sulla Energiewende e le slide della conferenza “Utilizzo competitivo dell’energia da biomasse: vantaggi e limiti di una fonte rinnovabile“.

[5] “The example of Energiewende once again demonstrates that the traditional political approaches of our democracies are ill-equipped to solve such complex problems. Consequently, they pursue what I have recently called symbolic politics: democracies do something that is supposed to point in the right direction without thinking it through and without even taking note of the system-related consequences. If it goes wrong, the political predecessors were guilty and nobody feels responsible. Heiner Flassbeck, “The End of the Energiewende?“, January 10, 2017.

[6] Per maggiori dettagli consigliamo di consultare il Renewable Energy Storage Subsidy Program della KfW Development Bank, secondo la quale nel 2015 il 41% delle nuove installazioni di impianti a fonte solare in Germania includeva un sistema di batterie, stabilendo un nuovo record mondiale in questo campo.

[7] Per chi volesse approfondire la conoscenza dei problemi connessi allo stoccaggio dell’energia elettrica, proponiamo la lettura di uno studio pubblicato di recente su The European Physical Journal Plus: Wagner, F. “Surplus from and storage of electricity generated by intermittent sources“ Eur. Phys. J. Plus (2016) 131: 445. doi:10.1140/epjp/i2016-16445-3

Vi anticipiamo l’incipit dell’abstract: “Data from the German electricity system for the years 2010, 2012, 2013, and 2015 are used and scaled up to a 100% supply by intermittent renewable energy sources (iRES). In the average, 330 GW wind and PV power are required to meet this 100% target. A back-up system is necessary with the power of 89% of peak load.

[8] L’Agenzia Federale delle Reti (Bundesnetzagentur) ha innalzato la tassa verde per i consumatori domestici da 6,35 cent/kWh del 2016 a 6,88 cent/kWh per l’anno appena iniziato, più che altro per compensare la diminuzione dei prezzi dell’elettricità all’ingrosso. Un problema molto serio di cui abbiamo ampiamente parlato nei nostri precedenti post sulla Energiewende.

[9] Lo scorso dicembre la Corte Costituzionale tedesca ha deciso che le aziende che eserciscono le centrali nucleari chiuse in anticipo dovranno essere risarcite delle perdite conseguenti alla decisione del Governo federale. Al contempo ha respinto la tesi dell’esproprio con la richiesta di relativo risarcimento. Pertanto dovrà essere quantificato un indennizzo, che secondo la stima di Goldman Sachs riferita da Bloomberg, non dovrebbe superare il 10% di quello inizialmente richiesto da EOn, RWE e Vattenfall (€ 8 mld, € 4,7 mld e € 6 mld rispettivamente, secondo la World Nuclear Association). La corte ha stabilito che la cifra esatta sia calcolata entro il 2018.

In realtà le aziende coinvolte nel prepensionamento delle centrali nucleari tedesche sono quattro. La EnBW, che è posseduta per il 45% dal Land Baden-Württemberg, non ha mai contestato la decisione del Governo federale né richiesto compensazioni. Il Baden-Württemberg è governato dai Verdi.

A gennaio E.On e RWE hanno dichiarato di essere pronte a coprire i loro contributi alle spese di stoccaggio dei rifiuti nucleari in un unico pagamento forfettario (€ 10 mld e € 6,8 mld rispettivamente, secondo quanto riportato da Reuters).

Fonti: Bundesverfassungsgericht “The Thirteenth Amendment to the Atomic Energy Act Is for the Most Part Compatible with the Basic Law“, Press Release No. 88/2016 of 06 December 2016, Judgment of 06 December 2016, 1 BvR 2821/11, 1 BvR 1456/12, 1 BvR 321/12; Bloomberg “Utilities Win German Court Case on Atomic Exit in Blow to Merkel“, 06 December 2016; WNA http://www.world-nuclear.org/information-library/energy-and-the-environment/energiewende.aspx; Reuters “Germany’s E.ON and RWE to foot nuclear waste bill in one hit – CEOs“, 02 January 2017

Per ulteriori approfondimenti:

Sturm, Christine. “Inside the Energiewende: Policy and Complexity in the German Utility Industry.“ Issues in Science and Technology 33, no. 2 (Winter 2017)

Iodine-131 Over Europe: Probably Medical

In early January, slightly elevated levels of iodine-131 were observed over northern and western Europe. The levels were measured during a temperature inversion, along with elevated levels of naturally occurring radioisotopes.

This, along with the deployment of an American WC-135 aircraft to the Mildenhall Royal Air Force Base in the UK, has led to speculation that the Russians have carried out a nuclear test. This is highly unlikely for several reasons.

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