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)

Energia low carbon a chilometro zero – zero soluzioni, molti problemi

[numeri alla mano si dimostra come proporre l’utilizzo esclusivo di energia rinnovabile prodotta localmente non sia affatto una buona idea in un Mondo dove la maggior parte della popolazione va concentrandosi in megalopoli – ricordando che abbinare a tale proposta quella di una riduzione dei consumi a livello globale con “tagli lineari” significa distruggere le speranze di chi lotta per uscire dalla povertà materiale]

Alcuni ambientalisti e sostenitori delle energie rinnovabili hanno una preferenza ideologica per gli impianti di dimensioni ridotte e su scala locale – a livello di area metropolitana, per esempio. Che fare allora se il vostro quartiere si presenta così?

Fig.1Skyline di Tokyo
Fig.1 Skyline di Tokyo

Ad alcune persone potrebbe allettare l’idea di far funzionare Tokyo utilizzando esclusivamente energia rinnovabile prodotta localmente. Ma incontreranno qualche seria difficoltà a metterla in pratica.
Dal 2008 la maggior parte dell’umanità vive in città. Ed entro il 2050 è probabile che la tendenza si consolidi – alcune stime si aggirano attorno al 70-80%. La sfida energetica chiave di questo secolo sarà il soddisfacimento del fabbisogno delle megalopoli, e l’energia prodotta a livello locale e distribuita “a chilometro zero” non può essere una soluzione. Cerchiamo di capire il perché sbrogliando la matassa delle questioni coinvolte in questo “macro problema energetico”.
Innanzitutto alcune considerazioni. Un abitante del Nord America in media ha un consumo energetico annuo pari a poco più di 7 tonnellate equivalenti di petrolio (tep). Il che equivale a circa 81 MWh/p/anno, ossia ad un tasso di utilizzo di potenza media di 9 kW pro capite – quasi il doppio di quello che si ha in Paesi come Germania, Francia e Giappone. E questo senza che si abbiano evidenze che i nordamericani godano di maggiore benessere a causa del loro uso maggiore di energia: gli abitanti degli Stati Uniti d’America non vivono più a lungo, non sono più sani, o meglio istruiti di altri abitanti dei Paesi c.d. sviluppati che consumano quantità di energia pro capite pari alla metà. Inoltre occorre sottolineare che le emissioni globali di anidride carbonica diminuirebbero di quasi il 10% se i nordamericani consumassero come gli europei. Dunque, non è necessario né auspicabile che gli abitanti dei Paesi in via di sviluppo emulino in tutto e per tutto i modelli di consumo del Nord America.

Fig.2Consumo di energia primaria pro capite per 4 Paesi campione. Storico 1965-2014 – si noti la progressiva diminuzione in atto anche prima della crisi mondiale del 2008-2009. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015.
Fig.2 Consumo di energia primaria pro capite per 4 Paesi campione. Storico 1965-2014 – si noti la progressiva diminuzione in atto anche prima della crisi mondiale del 2008-2009. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015

Un’ulteriore prova a favore dell’opportunità di limitare e ridurre i consumi di energia pro capite nei Paesi sviluppati è data dalla stessa evoluzione dei loro consumi negli ultimi decenni, che sembrano aver raggiunto il picco quasi ovunque. Per esempio, il consumo pro capite è diminuito costantemente nel Regno Unito nell’ultimo decennio, ed è ora al punto più basso da oltre quattro decenni. Declini evidenti si hanno anche in Germania e Giappone, e negli stessi Stati Uniti d’America, senza che siano state riscontrate riduzioni della qualità della vita.
Qualsiasi politica climatica/energetica sensibile agli effetti sul lungo termine dovrebbe includere una forte determinazione a favorire la continuazione di questo trend.
La convinzione che il Mondo intero possa passare ai livelli americani di consumo dell’energia godendo contemporaneamente di un sistema di produzione a basse emissioni di carbonio entro la metà di questo secolo non solo ignora le lezioni vitali apprese durante le transizioni energetiche precedenti avvenute nel corso della storia dell’umanità, ma, dato il ruolo attuale delle energie rinnovabili e del nucleare, appare anche delirante.
Un buon target per i consumi energetici pro capite potrebbe essere il Giappone, oppure Hong Kong, visto che, come abbiamo detto, le città svolgeranno con ogni probabilità un ruolo chiave.
Come ridurre dunque il consumo di energia?
Il modo più efficace per farlo è semplice: renderlo “denso”.
Dunque entro il 2050 ci servono molti impianti centralizzati di grandi dimensioni, di qualsivoglia fonte sostenibile, eolica, solare o nucleare. Oppure ci potrebbero essere utili grandi centrali nucleari ed idroelettriche, grandi parchi fotovoltaici, eolici e marini (ad energia mareomotrice), abbinati a piccole centrali nucleari modulari e/o idroelettriche, e ad elaborati sistemi di pompaggio e stoccaggio. (Presumendo, speranzosi, che nei prossimi 35 anni riusciremo a sbarazzarci dei combustibili fossili almeno nella produzione di energia elettrica – una prospettiva ad oggi improbabile.)
In ogni caso la risposta non è l’energia “diffusa localmente”, per alcuni semplici motivi che individueremo qui di seguito.
Prendiamo Manhattan. Non è certo un esempio tipico di quello che la maggior parte di noi considera come un “ideale verde”. Eppure a Manhattan si ha un consumo di energia per abitante significativamente più basso che in quasi ogni altra città americana. Allo stesso tempo nel suo complesso il consumo di energia di questo “quartiere” è di gran lunga maggiore della quantità di energia che potrebbe essere fornita in teoria dalle fonti rinnovabili locali. In media un isolato a Manhattan consuma energia ad un tasso di oltre 1000 kWh per metro quadrato all’anno, una densità di potenza superiore a 100 W/m2 [1] – quasi due ordini di grandezza superiore alla densità di potenza dell’eolico [2] [3]; sempre che si possa anche solo ipotizzare di “riforestare” Manhattan con delle pale eoliche. E le potenzialità dell’energia solare non ci confortano di certo. Se si potesse coprire il 20% di Manhattan di pannelli solari avremmo grossomodo 4 W/m2 [2] [4].
Che dire del il resto del Nord America? Una volta ridotto il consumo di energia pro capite ai livelli giapponesi, un’idea sensata – ma forse impopolare – potrebbe essere quella di far funzionare molte città americane principalmente grazie alle fonti rinnovabili locali. O no?
Il grafico sottostante mostra la densità di popolazione rispetto alla densità di potenza resa disponibile in uno scenario di minori consumi pro capite per alcune città campione degli USA (USA in Japanese style):

Fig.3Densità di potenza media utilizzata in alcune città campione degli USA, dove i consumi sono stati ridotti ai livelli medi giapponesi (3,6 tep pro capite di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015
Fig.3 Densità di potenza media utilizzata in alcune città campione degli USA, dove i consumi sono stati ridotti ai livelli medi giapponesi (3,6 tep pro capite di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015
Tab.1Confronto tra due diversi casi di “consumo energetico” in alcune città campione degli USA. Il “caso 2” è quello riportato in Fig.3 (USA in japanese style); il “caso 1” è quello basato sui consumi medi pro capite di un cittadino statunitense (7,2 tep di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015
Tab.1 Confronto tra due diversi casi di “consumo energetico” in alcune città campione degli USA. Il “caso 2” è quello riportato in Fig.3 (USA in japanese style); il “caso 1” è quello basato sui consumi medi pro capite di un cittadino statunitense (7,2 tep di energia primaria). Fonte: elaborazione CNeR su dati U.S. Census Bureau, Wikipedia e BP2015

Solo una città con bassa densità di popolazione come Phoenix ha una qualche possibilità di ottenere la maggior parte della sua energia da fonte rinnovabile. Ricoprendo infatti il 25% di Phoenix di pannelli fotovoltaici teoricamente si avrebbe la totale copertura del fabbisogno energetico della città. (L’Arizona è assolata!) Tuttavia, trattandosi di una superficie molto estesa, è facile immaginare che qualcuno avrebbe qualcosa da ridire a riguardo [5]. In ogni caso rimarrebbe un problema ancora più grande, e ad oggi insormontabile: ottenere più del 50% dell’energia di Phoenix da fonte solare locale richiederebbe un modo economico per immagazzinarla su larga scala.
Un sistema che prevede più del 50% di energia proveniente da fonte solare inevitabilmente richiede la contabilizzazione delle superfici di suolo da dedicare a grandi sistemi di immagazzinamento, e delle notevoli perdite, causate sia dalla ridotta efficienza dei sistemi fotovoltaici ai quali viene abbinato lo stoccaggio dell’energia elettrica prodotta sia dalla decurtazione degli eccessi di produzione sfasati rispetto ai picchi di domanda.
La prospettiva di avere città nordamericane che funzionano in gran parte a “fonti rinnovabili locali” sembra quindi improbabile, e l’83% dei nordamericani vive in città.
Passiamo al resto del Mondo.
Le 200 aree urbane più grandi del Mondo ospitano oltre 1,2 miliardi di persone, e un quarto di queste aree sono più densamente popolate di New York (10.000 persone per chilometro quadrato) – come illustrato dal seguente grafico:

Fig.4Densità di popolazione nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo. Fonte: (R. Wilson, 2013)
Fig.4 Densità di popolazione nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo. Fonte: (R. Wilson, 2013)

Prima di chiederci se queste città possano funzionare a “fonti rinnovabili locali” dobbiamo evidenziare le disparità che si riscontrano attualmente nel consumo di energia. Qui di seguito riportiamo un confronto tra la popolazione di alcuni Paesi campione ed il loro consumo di energia pro capite – le popolazioni sono tracciate su una scala logaritmica a causa di Cina e India.

Fig.5aConsumi di energia primaria pro capite di alcuni Paesi campione per il 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015
Fig.5a Consumi di energia primaria pro capite di alcuni Paesi campione per il 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati World DataBank e BP2015
Fig.5bCopertura dei consumi di energia primari – Alla voce North America abbiamo sommato i dati di USA, Canada e Messico. Complessivamente i Paesi campione in figura rappresentano circa il 68% dei consumi mondiali dell’anno 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP2015
Fig.5b Copertura dei consumi di energia primari – Alla voce North America abbiamo sommato i dati di USA, Canada e Messico. Complessivamente i Paesi campione in figura rappresentano circa il 68% dei consumi mondiali dell’anno 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP2015

Mentre ci sono circa 350 milioni di nordamericani che possono, e dovrebbero, ridurre il loro consumo di energia portandolo ai livelli europei, ci sono anche molti abitanti del resto del Mondo – ma anche negli stessi USA – che devono aumentare il loro consumo di energia in modo significativo per migliorare la loro qualità di vita. Per la precisione oltre 35 Paesi del Mondo – con una popolazione totale di oltre 2 miliardi di abitanti – hanno un consumo pro capite inferiore al 10% di quello del Nord America.
Nonostante i desideri (e gli imperativi) di alcune ONG ambientaliste (si veda per esempio questo rapporto WWF a pagina 11) non è auspicabile proporre una riduzione del consumo di energia a livello globale. Bisogna entrare nel dettaglio. È infatti vero che il mondo c.d. sviluppato consuma energia in eccesso, ma nei Paesi sulla via dello sviluppo il consumo di energia è ancora troppo basso ed una sua eventuale diminuzione avrebbe senz’altro impatti negativi. Dovremmo pertanto da una parte ridurre il consumo eccessivo nei Paesi sviluppati e dall’altra aumentare il consumo di energia nei Paesi in via di sviluppo.
Tenendo buono l’esempio del Giappone, se le popolazioni delle 200 più grandi città del Mondo consumassero energia con il tasso giornaliero giapponese si avrebbe una situazione come quella descritta dal seguente grafico:

Fig.6Densità di potenza media utilizzata nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, dove si è assunto che i consumi di tutti gli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)
Fig.6 Densità di potenza media utilizzata nelle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, dove si è assunto che i consumi di tutti gli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)

In totale 10 città avrebbero una densità di potenza utilizzata superiore a 100 W/m2, 56 città una superiore a 50 W/m2, mentre 181 città ne avrebbero una superiore a 10 W/m2 [1]. Ed abbiamo visto che le fonti rinnovabili difficilmente possono offrire più di 15 W/m2 su larga scala – anzi è più probabile che l’offerta rimanga nella gamma 1-10 W/m2. Questo significa che il 90% delle 200 città più grandi della Terra quasi certamente non può essere alimentato principalmente da energia rinnovabile prodotta localmente. La densità di popolazione di queste città non è significativamente diversa rispetto al resto delle città del Mondo; possiamo quindi concludere che la stragrande maggioranza delle città non può essere alimentata da fonti rinnovabili “local”.

E questo suggerisce l’esistenza di seri limiti al ruolo dell’energia “local” ovunque nel Mondo, un Mondo in cui entro 35 anni oltre il 70% di noi probabilmente vivrà in città.

Le prospettive sono ancora peggiori considerando i diversi Paesi presi singolarmente. Per esempio, delle 200 più grandi aree urbane del mondo, 17 si trovano in India. Eccole raccolte in un grafico:

Fig.7Densità di potenza media utilizzata in 17 delle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, tutte situate in India e nelle quali si è assunto che i consumi degli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)
Fig.7 Densità di potenza media utilizzata in 17 delle 200 aree metropolitane più grandi del Mondo, tutte situate in India e nelle quali si è assunto che i consumi degli abitanti siano conformi a quelli di un giapponese medio. Fonte: (R. Wilson, 2013)

120 milioni di persone vivono in queste città. Ricoprirle interamente con pannelli fotovoltaici con fattore di capacità pari al 10% significherebbe ottenere meno della metà del loro fabbisogno energetico.
E guardate quel puntino in alto a destra: è Bombay. Questa città, per coprire tutto il suo fabbisogno energetico (Japanese style) da fonte solare [6], dovrebbe sfruttare quasi il 100% della radiazione solare che la colpisce – una prospettiva remota.
Questa altissima densità di popolazione è sistematicamente ignorata dagli ambientalisti occidentali che chiedono più “energia disseminata” quale soluzione ai problemi energetici dell’India.
In conclusione, entro il secolo corrente la maggior parte dell’umanità vivrà in grandi città densamente popolate. Se i cittadini di queste città raggiungeranno una qualità di vita maggiore sarà solo generando energia centralizzata in grandi quantità, e grazie a reti di trasmissione e distribuzione ottimizzate e ben sviluppate.
Qui non si tratta di preferenze ideologiche, ma di fare i conti con la dura realtà.

Fig.8Skyline di Città del Messico
Fig.8 Skyline di Città del Messico

Acknowledgments:

Questo post è una nostra rielaborazione, con integrazioni ed aggiornamenti, dell’articolo “The Future of Energy: Why Power Density Matters” di Robert Wilson, pubblicato su theenergycollective.com l’8 agosto 2013.

Note:

[1] Con “densità di potenza” si intende qui la “densità di potenza utilizzata”, ossia il rapporto tra il valore medio della potenza utilizzata annualmente da una data popolazione e la superficie di territorio occupata da tale popolazione.

[2] Per brevità chiameremo “densità di potenza” anche il valore medio della potenza generata/disponibile per metro quadrato di superficie occupata dagli impianti di produzione dell’energia elettrica. Alcuni chiamano questa grandezza derivata “densità di potenza areale” (areal power density).
Per ulteriori dettagli si vedano le note qui. Nel caso di fonte eolica, attenzione a non confondere la densità di potenza (output elettrico) con la potenza erogata dal vento per unità di superficie spazzata dalle pale degli aerogeneratori (input cinetico); e a non dimenticare che gli aerogeneratori devono essere disposti ad una distanza sufficiente gli uni dagli altri onde evitare che “si rubino il vento tra di loro”. (Per esempio gli esperti consigliano per la progettazione di un parco eolico di non posizionare gli aerogeneratori ad una distanza inferiore a 5 volte il diametro dei rotori – ovviamente se montiamo un solo aerogeneratore la densità di potenza erogata è notevolmente superiore; ma in questo caso stiamo parlando di energia a chilometro zero ad un livello local molto spinto.)

[3]David MacKay nel libro “Energia sostenibile – senza aria fritta” giunge ad una stima di 2 W/m2 come valore medio per impianti onshore su larga scala; altri studi più recenti sulla produzione degli impianti eolici di grosse dimensioni (sia onshore che offshore) riportano perlopiù valori medi in un range perfettamente conforme: 1-3 W/m2. Forniamo anche un esempio concreto, London Array, il parco eolico offshore più grande al Mondo in funzione dal 2013 nel mare di fronte alla foce del Tamigi: capacità 630 MW; area occupata 100 km2; fattore di capacità atteso 39%. Da cui: 630 MW / 100 km2 * 39% ≈ 2,5 W/m2. E questo con una locazione dell’impianto ottimale per quanto riguarda la ventosità.
Per ulteriori approfondimenti sui limiti fisici della generazione di elettricità da fonte eolica:

Lee M. Millera et al., “Two methods for estimating limits to large-scale wind power generation” – PNAS September 8, 2015 vol. 112 no. 36 pp. 11169-11174

Amanda S. Adams, David W. Keith, “Are global wind power resource estimates overstated?” – Environmental Research Letters, 25 February 2013, Volume 8, Number 1

[4]          Tipicamente i valori registrati nei parchi fotovoltaici di grandi dimensioni variano nell’intervallo 3-10 W/m2. L’anno scorso è uscito un report del MIT (“The Future of Solar Energy”) dove si dimostra che considerando il valore medio del soleggiamento sull’intera superficie degli Stati Uniti d’America il massimo teorico risulta essere pari a 15 W/m2. Per gli impianti CSP si stima di superare anche i 20 W/m2 su larga scala (in zone caratterizzate da particolare soleggiamento, per esempio i deserti). Paghiamo una pinta di birra (vel similia) a chiunque riesca a dimostrare – dati di produzione alla mano – che un parco fotovoltaico di grandi dimensioni è in grado di a generare mediamente (24/7) una potenza elettrica con una densità superiore a 20 W/m2.

[5]          Bisognerebbe mettere in conto tra le altre cose che oggi come oggi gli abitanti di Phoenix godono dell’efficiente fornitura di elettricità proveniente da Palo Verde. Questa centrale nucleare occupa complessivamente un’area di 1600 ettari e produce in media 29,25 TWh all’anno, con un fattore di capacità medio calcolato sulla nameplate capacity pari all’85% – da cui una densità di potenza > 200 W/m2, tenendo conto anche della superficie dei parcheggi per i dipendenti della centrale!

[6]          Per quanto riguarda il valore medio annuale della Direct Normal Irradiation, Bombay (Mombay) si trova nella fascia dei 1300-1500 kWh/m2, come si può vedere qui; mentre per quanto riguarda la Global Horizontal Irradiation si hanno in media circa 1900-2000 kWh/m2/anno, come si può vedere qui. Questo significa avere rispettivamente 148-171 W/m2 e 217-228 W/m2 di irradianza diretta normale ed orizzontale.

“Le scorie dell’energia”: resoconto della conferenza pubblica

Pubblichiamo oggi le trasparenze della conferenza “Le scorie dell’energia. Come chiudere il ciclo di una fonte?” svoltasi lo scorso 20 gennaio 2016 nell’ambito della rassegna “Energia, Società e Ambiente“, promossa da dai Dipartimenti di Studi Umanistici e di Fisica dell’Università di Trieste, da Sissa Medialab, Elettra-Sincrotrone, Ceric-Eric, Comitato Nucleare e Ragione, Nuclear Italy Research Group.
Il video integrale dell’intervento del dott. Totaro è inoltre disponibile sul canale Youtube del Comitato Nucleare e Ragione.

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RIFERIMENTI BIBLIOGRAFICI

1) Dati sul fabbisogno elettrico giornaliero ITALIA: Terna, http://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/dispacciamento/datiesercizio/datigiornalieri.aspx
2) Dati sulla potenza generata e il fabbisogno elettrico giornaliero GERMANIA, DANIMARCA, FRANCIA: http://pfbach.dk/firma_pf
3) Direttiva Europea 2009/28/CE: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/ALL/?uri=CELEX%3A32009L0028
4) FAQ IEA: http://www.iea.org/aboutus/faqs/renewableenergy/
5) World Commission on Environment and Development (WCED), 1987, Our Common Future, http://www.un-documents.net/ourcommonfuture.pdf
6) Renewable Energy and Efficiency Partnership, 2004, http://www.reeep.org/sites/default/files/Glossary%20of%20Terms%20in%20Sustainable%20Energy%20Regulation.pdf
7) David JC MacKay, Sustainable Energy – without hot air (2008), www.inference.eng.cam.ac.uk/sustainable/book/tex/sewtha.pdf
8) IAEA, UNDESA, IEA, Eurostat, EEA, Energy Indicators for Sustainable Development (2005), http://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/Pub1222_web.pdf
9) http://www.isprambiente.gov.it/it/temi/mercato-verde/life-cycle-assessment-lca
10) http://eplca.jrc.ec.europa.eu/
11) Dati sulle emissioni globali di gas serra: http://www.esrl.noaa.gov/gmd/aggi/aggi.html
12) ISPRA, Italian Greenhose Gas Inventory 1990-2013. National Inventory Report 2015
, http://www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_231_15_NIR2015.pdf
13) IPCC SRREN, Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Mitigation, http://srren.ipcc-wg3.de/report/IPCC_SRREN_Full_Report.pdf

14) Emissioni PM10 e NOx
http://www.politichepiemonte.it/site/index.php?option=com_content&view=article&id=483:lo-stato-dellambiente-in-piemonte&catid=40:come-va-il-piemonte&Itemid=53
15) US Department of Energy Technological Quadriennial Review 2015, http://energy.gov/qtr
16) World Energy Council, Comparison of Energy Systems Using Life Cycle Assesment, 2004, https://www.worldenergy.org/publications/2004/comparison-of-energy-systems-using-life-cycle-assessment/
17) www.world-nuclear.org
18) http://www.depositonazionale.it
19) Barry W. Brook and Corey J.A. Bradshaw, Key Role for nuclear energy in global biodiversity conservation, Conservation Biology, Volume 29, Issue 3, pages 702–712, June 2015, http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1111/cobi.12433/full
20)http://www.prosun.org/en/about/fact-sheet.html21) www.governo.it/sites/governo.it/files/75158-9343.pdf

22) http://www.isprambiente.gov.it/it/pubblicazioni/rapporti/il-consumo-di-suolo-in-italia-edizione-2015
23) http://www.inference.phy.cam.ac.uk/sustainable/data/powerd/MapOfWorld.html

Le scorie dell’energia

Segnaliamo che mercoledì 20 gennaio, alle ore 17:00, avrà luogo a Trieste una conferenza dal titolo:
 “Le scorie dell’energia. Come chiudere il ciclo di una fonte?
Luogo: aula magna del Dipartimento di Scienze Giuridiche, del Linguaggio, dell’Interpretazione e della Traduzione, in via Filzi 14 a Trieste.
Relatore: dott. Pierluigi Totaro (Comitato Nucleare e Ragione).
Scorie_energia

L’evento fa parte di un ciclo di conferenze intitolato “Energia, società e ambiente. Tra passato, presente e futuro“, promosso dai Dipartimenti di Studi Umanistici e di Fisica dell’Università di Trieste, da Sissa Medialab, Elettra-Sincrotrone, Ceric-Eric, Comitato Nucleare e Ragione, Nuclear Italy Research Group.

Energia, società, ambiente_1

Really, Dr Jacobson?

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In questi giorni di frenetiche trattative alla COP21 di Parigi ha trovato un po’ di risonanza uno studio dell’Università di Stanford per un Mondo 100% rinnovabile.
I risultati confezionati per il grande pubblico sono liberamente consultabili qui. E sono interessanti per diversi aspetti. A voi valutare.
Noi, forse sbagliando a dargli tanta importanza, ci siamo presi cinque minuti per rifletterci sopra. E ci siamo divertiti a fare un paio di considerazioni su quanto viene proposto al nostro Paese. Ovvero su queste immagini:

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Assumendo una riduzione dei consumi pari al 34% (rispetto ai consumi del 2014) ed una completa elettrificazione, si ottiene una valore di circa 1100-1200 TWh per il 2050 (1Mtep = 11,63 TWh).
Nel 2014 la produzione elettrica lorda del nostro Paese è stata pari a poco meno di 280 TWh, questo significa che il nostro sistema di approvvigionamento elettrico dovrebbe nei prossimi trentacinque anni quadruplicare la propria capacità.
A questo punto tenendo per buona la copertura percentuale dei consumi ipotizzata da Jacobson e compari si possono fare due tipi di considerazioni fondamentali: da una parte sul consumo di suolo che dovrebbe essere dedicato in via esclusiva ai sistemi di produzione dell’elettricità richiesta, e dall’altra sull’incremento della produttività e sulla sostenibilità di un sistema elettrico basato prevalentemente su fonti non programmabili ed intermittenti.
Per quanto riguarda la produzione da solare, è utile ricordare che i sistemi di conversione dell’energia solare occupano una certa porzione di suolo anche nei momenti di fermo produzione, e che tale superficie non si limita a quella dei pannelli, ma comprende anche tutti i sistemi ausiliari e le necessarie “spaziature” – vale a dire tutte quelle superfici che non possono essere occupate con altri sistemi né possono essere dedicate ad altri scopi (fatte salve poche eccezioni, come i pannelli montati sui tetti, per ovvi motivi, o come i parchi fotovoltaici dove sotto i pannelli si può lasciare crescere l’erba da far brucare a qualche animale da allevamento). Utilizzando dunque i tassi di occupazione del suolo calcolati da Mackay nel libro “Energia sostenibile – senza aria fritta” (20 W/m2 e 10 W/m2 [1] rispettivamente per CSP e parchi fotovoltaici in zone particolarmente “assolate”), si scopre con un semplice conto della serva che l’ipotesi Jacobson richiederebbe in Italia almeno 8000-9000 km2 di suolo, ai quali vanno aggiunti i tetti ricoperti di pannelli (20 W/m2 nei sistemi ottimizzati) per un totale di circa 5-6 milioni di case (81 m2 è la superficie della casa media italiana), ed altri 400-500 km2 di tetti di edifici commerciali, della pubblica amministrazione o di proprietà del demanio. Ora, le terre emerse in Italia ammontano a circa 301340 km2, di cui circa il 35% sono montagne. Dunque, tolte le montagne (35%) e le acque interne (2,4%), almeno il 4% delle pianure e delle colline d’Italia andrebbe dedicato ad uso esclusivo ai parchi FV e CSP (N.B. i tetti non rientrano ovviamente in questo computo).
Per quanto riguarda la produzione da eolico si nota che l’incremento della produzione richiesto sarebbe superiore al 700%. Notevoli anche quelli richiesti all’idroelettrico (+50% circa sulla produzione del 2014, che rappresenta un livello record degli ultimi 50 anni per un sistema di installazioni già praticamente saturo) ed al geotermoelettrico (+15%).
Riguardo all’energia dal moto ondoso è difficile anche esprimere un parere, essendo che la tecnologia a supporto della conversione dell’energia cinetica delle onde in energia elettrica praticamente ad oggi risulta inapplicata.
Non si trova cenno alcuno nel lavoro di Jacobson et al. riguardo ai sistemi di stoccaggio/pompaggio, se non per affermare che non servirebbero.
Verrebe da dire “no comment”; ma c’è da chiedersi in che modo un siffatto sistema elettrico potrebbe essere in grado di gestire il carico di base, ovvero soddisfare delle richieste minime sulla rete, per valori di potenza stimate non inferiori agli 80 GW, utilizzando in prevalenza fonti intermittenti.
Nello schema proposto da Jacobson et al. difatti soltanto il geotermico e l’idroelettrico da bacino rappresentano fonti programmabili, che permettono di erogare elettricità in modo certo e continuo. Quali sistemi di backup sarebbero previsti, in caso di temporanea ridotta disponibilità di vento e soleggiamento?
Infine, già oggi in molte regioni del Sud Italia, la produzione di energia solare supera per alcune ore diurne le richieste: solo eventuali sistemi di accumulo realmente efficienti – se e quando mai vi saranno, ma Jacobson non li ritiene necessari – potrebbero consentire un riutilizzo di questa elettricità prodotta in eccesso nei momenti in cui ve ne sia più bisogno.

 

Note:

[1] Si tratta in pratica di una densità di potenza media, o meglio del rapporto tra il valore medio della potenza generata da un certo tipo di impianto e la superficie occupata da tale impianto, comprensiva di tutte le aree che lo compongono (sistema primario, secondario, terziario, sistemi ausiliari, spazi vuoti non diversamente occupabili, ecc.). Il valore medio della potenza generata viene calcolato partendo dal valore medio dell’energia elettrica prodotta su base annuale, per cui rappresenta la potenza media disponibile 24 ore su 24, ossia 8760 ore all’anno (8766 ore/anno se la media comprende anche gli anni bisestili), ed è per questo utile nei confronti concernenti l’occupazione/consumo del suolo, che avviene nel medesimo arco di tempo senza interruzione alcuna. In alternativa tale valore può essere calcolato moltiplicando la potenza nominale dell’impianto per il fattore di carico atteso/registrato.

WHAT IF?

[Scenari di un’altra Italia]

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Alla base della lotta ai cambiamenti climatici – tema centrale della XXI Conferenza delle Parti dell’UNFCC (COP21) tutt’ora in corso a Parigi – vi è la promozione di politiche finalizzate alla riduzione delle emissioni antropiche di gas serra.
L’Italia è senz’altro uno dei Paesi che più si sono impegnati in tal senso, negli ultimi anni. I principali interventi hanno riguardato l’incentivazione delle fonti rinnovabili nel settore elettrico (principalmente eolico e fotovoltaico) ed i meccanismi di promozione dell’efficienza e del risparmio energetico. I risultati sono significativi: rispetto ai valori del 1990, l’Italia nel 2013 ha prodotto il 16,1% in meno di emissioni, per un totale di 84 milioni annui di tonnellate di CO2 equivalenti risparmiate [1].
Tuttavia, come abbiamo già avuto modo di sottolineare, questo dato va interpretato tenendo conto della congiuntura economica: la contrazione dei consumi e delle attività industriali a partire dal 2008 hanno sicuramente influito in maniera significativa sull’abbattimento delle emissioni. Bisogna aggiungere inoltre che l’Italia, nonostante i notevoli sforzi e gli investimenti effettuati, continua ad essere un grosso consumatore di combustibili fossili: carbone, petrolio e gas, prevalentemente importati dall’estero, incidono ancora per più dell’80% sul consumo primario di energia.

Avremmo potuto fare di più?
Per rispondere a questo quesito, proponiamo ai nostri lettori un viaggio indietro nel tempo fino al 1987, ipotizzando da quell’anno uno scenario diverso per il nostro Paese: uno scenario nel quale le due centrali nucleari allora in funzione, la “Enrico Fermi” di Trino Vercellese (260 MW) e quella di Caorso (860 MW) non vengono disattivate e rimangono quindi operative fino ai giorni nostri.
Apriamo una parentesi, ricordando che l’energia elettronucleare da fissione, pur non essendo “rinnovabile” in senso stretto, è una fonte che non emette direttamente gas serra, e come tale prende parte in maniera significativa alle politiche di abbattimento delle emissioni di molti Paesi. L’energia nucleare, inoltre, è una fonte programmabile, in grado di erogare energia in modo certo, controllato e continuo; per questa caratteristica, che la distingue dalle fonti rinnovabili intermittenti come l’eolico e il fotovoltaico, essa è ideale per costituire il carico di base, ovvero la quantità di potenza minima che è necessario fornire con continuità alla rete elettrica per soddisfare le richieste giornaliere del paese.
Torniamo alla nostra “Italia alternativa” del 2014, con le due centrali in funzione, perfettamente operative. Ipotizzando un fattore di capacità medio del 90%, quale sarebbe il loro contributo alla produzione elettrica complessiva? A quanto ammonterebbe la riduzione delle emissioni annue di gas serra, ipotizzando una contestuale diminuzione della produzione elettrica tramite centrali alimentate a carbone? I risultati di questo avventuroso esercizio di fantasia, ottenuti rielaborando i dati di Terna [2] sono molto interessanti.
Il quadro riepilogativo è indicato nella seguente tabella e riassunto in Figura 1: la produzione elettronucleare ammonterebbe a circa 8,8 TWh, con un contributo relativo del 3,2%. Si tratta, ad una prima analisi, di un valore piuttosto ridotto, dovuto ad un parco nucleare tutto sommato limitato per numero di reattori e per potenza installata.
Se però consideriamo la contestuale erosione della quota rappresentata dai combustibili fossili solidi (il carbone), emerge un dato estremamente significativo: tale quota sarebbe stata ridotta, nel 2014 “alternativo”, di oltre il 20%, scendendo da 43,5 TWh (dato Terna 2014) ad un ipotetico valore di 34,6 TWh.
Questo dato sarebbe equivalso ad una riduzione delle importazioni di carbone pari ad oltre 3 milioni di tonnellate annue.

 

Tabella 1: Ipotetico paniere di produzione elettrica lorda, ottenuto sottraendo dal totale della produzione termoelettrica la teorica quota di produzione nucleare. Elaborazione CNeR su dati Terna [2]
Tabella 1: Ipotetico paniere di produzione elettrica lorda, ottenuto sottraendo dal totale della produzione termoelettrica la teorica quota di produzione nucleare. Elaborazione CNeR su dati Terna [2]
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Tabella 2: Fattori di emissione di anidride carbonica da produzione termoelettrica lorda. Dati ISPRA 2013 [3]
Tabella 2: Fattori di emissione di anidride carbonica da produzione termoelettrica lorda. Dati ISPRA 2013 [3]

Concentriamoci ora sull’interrogativo che più ci interessa: quale sarebbe stato l’impatto sulla riduzione delle emissioni? Dobbiamo considerare i fattori di emissione di anidride carbonica, ovvero i quantitativi di CO2 emessi in atmosfera da un impianto di produzione termoelettrica, per unità di energia elettrica lorda erogata. Secondo i dati più recenti pubblicati dall’ISPRA [3] e riportati in tabella 2, questo valore ammontava nel 2013, per i combustibili fossili solidi (nel nostro Paese prevalentemente carbone, più una piccola quota di lignite), a 883 g/kWh.
Tenendo buono questo valore anche per il 2014, si ricava che la produzione di 8,8 TWh di energia tramite impianti nucleari avrebbe contribuito a ridurre le emissioni per un totale di 7,8 milioni di tonnellate di CO2 equivalente, pari al 7% dell’intero ammontare delle emissioni del 2014 relative al settore industriale per la produzione di energia [1].

 

Tabella 3: Varazioni del contributo relativo delle fonti fossili sulla produzione elettrica, dell'import lordo e delle emissioni di CO2 eq .Vengono ipotizzati tre scenari nei quali 8,8TWh di produzione elettronucleare sostituiscono completamente un'equivalente produzione elettrica con il carbone (scenario 1); con un mix di carbone e prodotti petroliferi (scenarip 2); con il gas naturale (scenario 3). Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e Ispra [2,3]
Tabella 3: Varazioni del contributo relativo delle fonti fossili sulla produzione elettrica, dell’import lordo e delle emissioni di CO2 eq .Vengono ipotizzati tre scenari nei quali 8,8TWh di produzione elettronucleare sostituiscono completamente un’equivalente produzione elettrica con il carbone (scenario 1); con un mix di carbone e prodotti petroliferi (scenarip 2); con il gas naturale (scenario 3). Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e Ispra [2,3]

Le conclusioni sono chiare e suggestive: se le centrali nucleari di Trino Vercellese e di Caorso avessero operato ininterrottamente dal 1987 ad oggi, con un fattore di capacità medio pari all’87% (leggermente inferiore rispetto all’assunzione fatta per un solo anno, tenuto conto degli inevitabili fermi di produzione per manutenzione/rifornimento su di un arco temporale così esteso), il contributo complessivo alla riduzione delle emissioni sarebbe stato pari a circa 210 milioni di tonnellate di CO2 equivalente, più della metà del totale di tutte le emissioni italiane di gas serra del 2013.
Apriamo gli occhi, e torniamo alla realtà.


Riferimenti

[1] Italian Greenhouse Gas Inventory 1990-2013, ISPRA, Rapporto 231/2015, http://www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_231_15_NIR2015.pdf

[2] Dati Storici, Terna, http://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistorici.aspx

[3] Fattori di emissione atmosferica di CO2 e sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore elettrico, ISPRA, www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_212_15.pdf

 

Memorandum COP21

[Italia sulla via di Parigi]

santagata landscape

Prende il via oggi a Parigi l’atteso Summit sul Clima, ovvero la XXI Conferenza delle Parti dell’UNFCC (COP21) della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
C’è fermento attorno a questo evento e il confronto tra i rappresentanti delle diverse nazioni partecipanti si annuncia molto acceso. Per meglio orientare i nostri lettori sulle tematiche che verranno affrontate, proponiamo un promemoria sullo stato dell’arte della lotta globale ai cambiamenti climatici.
Ci soffermeremo in particolare sul settore energetico: sarà questo senza dubbio il campo di battaglia della conferenza di Parigi, poichè è proprio dai consumi energetici che deriva la maggior parte delle emissioni antropiche di gas serra (in Italia, nel 2013, l’incidenza è di oltre il 75%).
In questo primo articolo di approfondimento ci concentriamo sul panorama energetico italiano, fornendo una fotografia dettagliata della situazione attuale, inquadrata nell’evoluzione storica degli ultimi cinquant’anni; nei prossimi articoli analizzeremo lo stato di raggiungimento degli obiettivi europei per il 2020 e per il 2030, confrontando la situazione dell’Italia con i risultati delle politiche energetiche di Paesi a noi “vicini” e con il quadro globale internazionale.
Questo sintetico documento completa ed integra una nostra precedente pubblicazione [1], che faceva il punto della situazione nell’ottobre del 2012, in occasione della consultazione pubblica avviata dal Ministero dello Sviluppo Economico (MiSeMiSE), per la redazione della nuova Strategia Energetica Italiana Nazionale (SEN).

Italia: quadro generale sul fabbisogno energetico

L’Italia rimane uno dei maggiori consumatori di energia al mondo, nonostante a partire dal 2005 si sia registrata prima una leggera frenata dei consumi energetici e successivamente un sensibile diminuzione essenzialmente dovute all’azione di tre fattori principali: crisi economica, terziarizzazione (i.e. minore incidenza del settore industriale sulla formazione del PIL e sull’occupazione, a vantaggio del settore terziario), incremento dell’efficienza energetica.
Secondo quanto riportato dal MiSE, dopo il picco del 2005 pari a 197,8 Mtep[1], i consumi interni di energia hanno raggiunto i 166,4 Mtep nel 2014: di fatto siamo tornati ai livelli degli anni ’90 [2].

Fig. 1 - Italia: evoluzione 1965-2014 del paniere delle fonti rinnovabili primarie in Mtep. Fonte: Elaborazione CNeR su dati BP [3]
Fig. 1 – Italia: evoluzione 1965-2014 del paniere delle fonti rinnovabili primarie in Mtep. Fonte: Elaborazione CNeR su dati BP [3]

[1] Il Tep, ovvero “tonnellata equivalente di petrolio” (Toe in inglese, “tonne of oil equivalent”) è un’unità di misura dell’energia, non appartenente al Sistema Internazionale ma ampiamente impiegata, soprattutto quando si devono confrontare valori di energia erogati attraverso fonti differenti. Esso rappresenta convenzionalmente la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio.

Utilizzando i dati raccolti dalla BP (BP Statistical Review of World Energy June 2015)[2] è possibile visualizzare l’andamento dei consumi energetici del nostro Paese a partire dal 1965 e distinguendo le varie tipologie di fonti [3]. Partiamo dalle fonti di energie rinnovabili (FER): in Figura 1 è evidente l’incremento, a partire dalla metà degli anni 2000, delle cosiddette “nuove” energie rinnovabili (solare, eolico e biomasse), che si sono aggiunte al contributo storico, sostanzialmente stabile nell’arco di cinque decenni, del geotermico e dell’idroelettrico. Complessivamente il consumo di energia primaria da FER è più che raddoppiato in meno di un decennio, passando dai 12,5 Mtep del 2004 ai 27,7 Mtep del 2014.

Mettendo a confronto questi dati con quelli che riguardano il resto del Mondo (Figura 2) si scopre subito un aspetto interessante della storia delle FER: l’Italia negli anni ‘60 era decisamente all’avanguardia, coprendo con i suoi impianti idroelettrici quasi il 14% del suo fabbisogno energetico (il 50% della generazione di energia elettrica) e rappresentando da sola più del 5% dell’intera produzione mondiale da fonti rinnovabili. Attualmente, le FER coprono il 18,6% del fabbisogno del nostro Paese, mentre il contributo italiano alla produzione planetaria si attesa al 2,3%.
Escludendo l’idroelettrico (Figura 3), i dati si fanno ancora più interessanti: nel 1966 le FER “alternative” (a quel tempo quasi esclusivamente il geotermico), pur soddisfacendo appena l’1% del nostro fabbisogno energetico, rappresentavano il 54,4% della produzione mondiale. Questo valore è progressivamente calato fino alla metà degli anni ‘90 (il minimo nel 1994, con il 2,5%), per poi risalire grazie al già menzionato recente boom del solare e dell’eolico, attestandosi nel 2014 al 4,7%.

FERItalyvsWorld
Fig. 2 – Italia: evoluzione negli ultimi 50 anni (1965 – 2014) del paniere delle fonti rinnovabili primarie in Mtep (scala destra); percentuale sul paniere mondiale (scala sinistra) – si noti il picco di fornitura idroelettrica del 1977. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3]
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Fig. 3 – Italia: evoluzione, nel periodo 1965 – 2014, del paniere delle fonti rinnovabili senza idroelettrico, in Mtep (scala destra); percentuale sul paniere mondiale (scala sinistra). Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3]

[2] E’ doveroso segnalare che le organizzazioni pubbliche e private che raccolgono ed elaborano le statistiche sui bilanci energetici nazionali, adottano spesso metodologie di calcolo diverse. Le differenze possono riguardare, per esempio, l’inclusione o meno degli usi non energetici delle fonti, la modalità di catalogazione dell’energia prodotta tramite combustione dei rifiuti solidi urbani o l’utilizzo di fattori di conversione non uniformi. Nei dati elaborati da BP, per esempio, non viene inclusa nel conteggio dei consumi energetici primari l’elettricità importata. Nel caso dell’Italia, questo valore incide per circa 10 Mtep sul bilancio complessivo del fabbisogno.

Prendiamo ora in considerazione le fonti non-FER. Rientrano in questa categoria i combustibili fossili (prodotti petroliferi, gas naturale, carbone) e l’energia elettronucleare da fissione. Riguardo al nucleare, merita fare subito una precisazione: sebbene questa fonte di energia non sia annoverabile tra quelle rinnovabili, poiché basata sullo sfruttamento di un combustibile esauribile di origine minerale (l’uranio)[4], essa viene spesso catalogata come fonte di energia “sostenibile” e come tale considerata, soprattutto nelle politiche di riduzione delle emissioni di gas serra [5]. Il processo di fissione controllata all’interno dei reattori delle centrali nucleari, infatti, non è accompagnato da produzione, diretta o indiretta (i.e. da sistemi ausiliari), ed immissione in atmosfera di anidride carbonica o di altri gas serra o inquinanti.
D’altro canto, al pari dell’elettricità prodotta mediante combustibili fossili, il nucleare è una fonte di energia non aleatoria, ideale pertanto per concorrere al mix di generazione di base: il cosiddetto baseload (carico di base), ovvero la quantità di potenza minima che è necessario fornire con continuità al sistema elettrico per soddisfare le richieste, valutate su base giornaliera.

Fig.4 - Italia: Consumi di energia primaria da fonti non rinnovabili in Mtep. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
Fig.4 – Italia: Consumi di energia primaria da fonti non rinnovabili in Mtep. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
“Per onore della cronaca” riportiamo qui di seguito il dettaglio del nucleare italiano, mettendolo a confronto con il resto del mondo, come fatto in precedenza per le FER. Anche in questo caso, l’Italia rappresentava l’avanguardia: a metà degli anni ‘60, all’inizio della sua avventura nucleare, il nostro Paese consumava circa il 14% dell’energia prodotta in tutto il mondo attraverso questa tecnologia. Si potrebbe obiettare che in termini assoluti si trattava di un contributo piuttosto limitato, pari a poco più dell’1% del fabbisogno energetico italiano. E’ altrettanto vero, però, che la produzione di energia nucleare in Italia era inferiore soltanto a quella del Regno Unito e degli Stati Uniti d’America e superiore di ben tre volte rispetto alla Francia. Le strade intraprese da questi Paesi nei decenni successivi sono state, come sappiamo, ben diverse.

Fig.5 - Italia: Consumi di energia primaria da fonte nucleare, in Mtep (scala dx); percentuale sulla produzione elettronucleare mondiale (scala sx). Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
Fig.5 – Italia: Consumi di energia primaria da fonte nucleare, in Mtep (scala dx); percentuale sulla produzione elettronucleare mondiale (scala sx). Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
Fig.6 - Consumi di energia primaria in Italia. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
Fig.6 – Consumi di energia primaria in Italia. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
Fig.7 - Consumi di energia primaria in Italia – copertura in percentuale per fonte di energia. 1965: idroelettrico 10,4 Mtep (13%); altre FER 0,6 Mtep (0.8%); nucleare 0,8 Mtep (1%); fonti fossili 68,2 Mtep (85,2%). 2014: idroelettrico 12,9 Mtep (8,7%); altre FER 14,8 Mtep (10%); nucleare 0 Mtep (0%); fonti fossili 121,2 Mtep (81,4%). Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
Fig.7 – Consumi di energia primaria in Italia – copertura in percentuale per fonte di energia. 1965: idroelettrico 10,4 Mtep (13%); altre FER 0,6 Mtep (0.8%); nucleare 0,8 Mtep (1%); fonti fossili 68,2 Mtep (85,2%). 2014: idroelettrico 12,9 Mtep (8,7%); altre FER 14,8 Mtep (10%); nucleare 0 Mtep (0%); fonti fossili 121,2 Mtep (81,4%). Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3].
A questo punto mettiamo tutto insieme e facciamo alcune considerazioni.
Dal grafico riportato in Figura 6, si nota come negli ultimi 50 anni nel nostro Paese il consumo interno di energia primaria sia cambiato radicalmente. Possiamo analizzare separatamente tre intervalli temporali:

  1. Nel periodo compreso tra il 1965 e il 1973, in pieno boom economico, si assiste ad una rapida e costante crescita dei consumi energetici, che in meno di un decennio passano da 80 a 137 Mtep (+70%). E’ determinante in questo frangente il ruolo del petrolio, che raggiunge il suo massimo storico, e la cui incidenza sul paniere in termini percentuali passa da 65% a 76%.
  2. Tra il 1974 e il 2005 la crescita dei consumi energetici è meno dirompente (+36% in poco più di 30 anni) e segnata da un andamento più altalenante. Di interesse, in questa fase, non è tanto il valore complessivo dei consumi, bensì il cambiamento della composizione delle fonti di approvvigionamento: in leggera flessione il petrolio (-14%); sostanzialmente stabile l’idroelettrico; in notevole aumento il carbone (+78%), la cui incidenza sul bilancio complessivo, pur non trascurabile, è tuttavia modesta se confrontata con quella di molti altri Paesi europei; a far la parte del leone è invece il gas naturale, il cui contributo cresce da 15,8 a 71,2 Mtep (+450%).
  3. Dal 2006 ad oggi i fenomeni di maggior rilievo sono due: da una parte si assiste a un decremento del fabbisogno energetico pari al 15%, sulle cui cause abbiamo già accennato; dall’altra si ha l’aumento dirompente delle nuove energie rinnovabili, che grazie al traino delle politiche incentivanti (p.e. i Conti Energia), vedono crescere esponenzialmente il proprio contributo. Solare ed eolico, in particolare, passano in termini assoluti da 0,7 a 8,8 Mtep, con un’incidenza percentuale sul paniere – inizialmente irrisoria – che si avvicina ora al 6%. Le fonti rinnovabili tradizionali, in questo breve arco di tempo, rimangono complessivamente stabili: è da segnalare in ogni caso la moderata variabilità della produzione idroelettrica, imputabile principalmente alle variazioni stagionali di piovosità. Per inciso, il record di produzione idroelettrica del 2014 è di poco superiore al picco di produzione registrato nel 1977 (ben visibile in Figura 2).
    La crescita complessiva delle FER in questo scorcio temporale si accompagna ad un deciso calo delle fonti fossili, che in termini assoluti si contraggono del 30%: per il gas, in particolare, si tratta di una vera e propria inversione di tendenza rispetto ai decenni precedenti, con i consumi di metano che ritornano ai valori della fine degli anni ’90.

A conclusione di questa prima analisi, merita mettere in evidenza il livello di dipendenza del nostro Paese dalle fonti fossili. In Figura 7 sono riportati i panieri riassuntivi dei consumi di energia primaria per il 1965 e per il 2014: nel periodo in esame l’incidenza del petrolio, del carbone e del gas sul sistema di approvvigionamento si è ridotta solamente di 4 punti percentuali, passando dall’85,2% all’81,4%. Ricordiamo inoltre che queste tre fonti, oltre ad essere quelle a maggior impatto in termini di emissioni di gas serra, sono anche prevalentemente di importazione e incidono quindi in maniera pesantemente negativa sulla bilancia commerciale.

Tab. 1 - Il Bilancio dell’energia in Italia. Elaborazione CNeR su dati del Ministero dello Sviluppo Economico [2]
Tab. 1 – Il Bilancio dell’energia in Italia. Elaborazione CNeR su dati del Ministero dello Sviluppo Economico [2]

Produzione e consumo di energia elettrica

È possibile apprezzare meglio l’evoluzione del paniere concentrando l’attenzione sul comparto elettrico. È in questo settore, infatti, che negli ultimi decenni si sono registrati i principali cambiamenti, non solo nelle modalità di generazione, ma anche nell’incidenza relativa sui consumi. Come si può notare in Figura 8, la progressiva elettrificazione dei consumi finali in Italia è stata costante nelle ultime tre decadi, e ci si attende che questo trend prosegua anche in futuro, aprendo nuove sfide al settore della produzione di energia elettrica. Gli studi promossi dalla Commissione Europea prevedono che la quota elettrica possa raddoppiare da oggi al 2050, grazie anche alla penetrazione in settori al momento marginali (p.e. i trasporti) e arrivando quindi a coprire quasi il 40% dei consumi finali [5].

Figura 8 - Elettrificazione dei consumi in Italia. Conversione da TWh a Mtep: 1 Mtep = 11,63 TWh; 1 TWh = 0,0859845 Mtep. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e BP [3,4]
Figura 8 – Elettrificazione dei consumi in Italia. Conversione da TWh a Mtep: 1 Mtep = 11,63 TWh; 1 TWh = 0,0859845 Mtep. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e BP [3,4]
Figura 9 - Storico della produzione di energia elettrica in Italia dal 1965 al 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [6].
Figura 9 – Storico della produzione di energia elettrica in Italia dal 1965 al 2014. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [6].
Figura 10 - Storico della produzione elettrica in Italia dal 2000 al 2013. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e GSE [6,7]
Figura 10 – Storico della produzione elettrica in Italia dal 2000 al 2013. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e GSE [6,7]
Figura 11 - Paniere della produzione di energia elettrica in Italia da FER, anno 2000 e 2013 a confronto. La quota idroelettrica include anche la frazione relativa ai pompaggi. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e GSE [6,7]
Figura 11 – Paniere della produzione di energia elettrica in Italia da FER, anno 2000 e 2013 a confronto. La quota idroelettrica include anche la frazione relativa ai pompaggi. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna e GSE [6,7]
Lo storico della generazione elettrica lorda (Figura 9) evidenzia una crescita continua sul periodo in esame (interrotta solo brevemente dalla crisi energetica di fine anni ’70) fino al 2008, quando in Italia la produzione lorda ha raggiunto il massimo storico di 319,3 TWh. È notevole la crescita lineare della produzione termoelettrica, che passa dai 33,9 TWh del 1965 ai 261,3 TWh del 2008, raddoppiando la sua incidenza sul totale (dal 40,8 all’81,9%).

Nel 2014 sono stati generati complessivamente quasi 40 TWh di energia elettrica in meno rispetto al picco del 2008, con una contrazione pari al 12,3%. Questo valore è proporzionalmente più marcato rispetto alla contestuale diminuzione del PIL nominale del nostro Paese, a riprova che l’inversione di tendenza nella produzione elettrica del nostro Paese non è imputabile solo alla congiuntura economica sfavorevole degli ultimi anni: a questa si devono aggiungere i cambiamenti strutturali dei consumi, tra cui spiccano gli interventi di efficientamento energetico e un significativo alleggerimento del comparto industriale, con una riduzione del peso delle attività a più elevata intensità energetica.

Il grafico in Figura 10 rappresenta il dettaglio del periodo 2000-2013, con la produzione termoelettrica suddivisa in base ai differenti combustibili impiegati: si può notare in questo modo il già menzionato rafforzamento del ruolo del gas a scapito dei prodotti petroliferi: il contributo del metano alla generazione elettrica è passato infatti dal 36,8% nel 2000 (101,9 TWh) al 56,8% nel 2007, quando ha raggiunto il suo massimo valore (178,3 TWh). La contrazione nei 6 anni successivi è stata altrettanto marcata e repentina (-66 TWh): si tratta di una crisi che ha recentemente investito tutto il settore termoelettrico italiano, ma con una penalizzazione particolare del gas metano. Tale combustibile viene infatti utilizzato in impianti più flessibili ed ad alti costi marginali, e che per questo motivo sono i primi a “cedere il passo” per compensare il calo dei consumi e bilanciare la crescita delle fonti rinnovabili (+60,5 TWh nello stesso periodo).
Il risultato di questo processo è ambivalente: se da una parte l’incremento del fotovoltaico e dell’eolico ha permesso di riequilibrare il mix di produzione elettrica, nel 2007 eccessivamente sbilanciato verso il gas (aspetto che esponeva l’Italia a notevoli rischi in termini di sicurezza degli approvvigionamenti), dall’altra è da notare come le stesse rinnovabili non abbiano inciso, se non in misura minoritaria, sulla riduzione delle altre fonti fossili, in particolare il carbone. Il dato è significativo, poiché sono proprio le centrali termoelettriche a carbone che, proporzionalmente, incidono in misura più rilevante sulle emissioni di gas serra e gas inquinanti, rispetto alle centrali a turbogas e a ciclo combinato [8].

In Figura 11 è riportata l’evoluzione del paniere delle fonti rinnovabili tra il 2000 al 2013: è evidente come lo scenario sia completamente cambiato, con un contributo dell’idroelettrico che, rimasto attorno al 90% per più di 4 decadi, in meno di quindici anni è sceso sotto la soglia del 50%, a favore soprattutto delle nuove FER.

Tecnologie a basse emissioni nel settore elettrico

Parlando di emissioni, possiamo analizzare come è cambiato nel corso degli ultimi 50 anni il contributo al mix di produzione elettrica delle cosiddette fonti “a basse emissioni di carbonio” (Figura 12). Si noti come nel 1965 quasi il 60% della generazione di elettricità provenisse da fonti di energia sostenibile, principalmente l’idroelettrico. Questo valore è progressivamente calato negli anni, di pari passo con la crescita del fabbisogno energetico, poiché l’apporto dell’idroelettrico è rimasto sostanzialmente invariato nel tempo, mentre il nucleare a differenza degli altri partner occidentali non è cresciuto in maniera determinante. Dalla fine degli anni ‘70 fino al 1986, l’incidenza delle fonti low carbon ha smesso di diminuire, assestandosi su valori prossimi al 30%, complici il susseguirsi delle crisi petrolifere e una produzione elettronucleare che finalmente pareva decollare, quadruplicando in poco più di 5 anni il suo contributo e sfiorando il 5% sul totale. Gli anni successivi alla disattivazione dei reattori italiani si accompagnano a un nuovo calo della frazione elettrica a basse emissioni, che si porta sotto al 20%. Si assiste ad un cambio di tendenza solo a partire dal 2008: grazie alla spinta del fotovoltaico, dell’eolico e delle biomasse il contributo low carbon risale, superando ampiamente il 40% nel 2014[3].

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Figura 12 - Paniere della produzione di energia elettrica in Italia, anno 1965, 1986 e 2014 a confronto. Si noti che nelle statistiche fornite da Terna le biomasse sono incluse nella voce “termoelettrico tradizionale”. Pertanto il contributo delle fonti sostenibili (a basse emissioni di carbonio), in questi tre panieri, risulta leggermente sottostimato. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [6].
Figura 12 – Paniere della produzione di energia elettrica in Italia, anno 1965, 1986 e 2014 a confronto.
Si noti che nelle statistiche fornite da Terna le biomasse sono incluse nella voce “termoelettrico tradizionale”. Pertanto il contributo delle fonti sostenibili (a basse emissioni di carbonio), in questi tre panieri, risulta leggermente sottostimato. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [6].

[3] Dai dati Terna ed elaborati in Figura 11, si ricava per il 2014 una frazione di fonti a basse emissioni di carbonio pari a 37,04%. Questo valore è in realtà una sottostima, poiché non tiene conto delle biomasse, che sono incluse da Terna nella voce termoelettrica. Considerando le stime GSE per il 2014, la produzione da biomasse nel 2014 è stata di 18,7 TWh: includendo questo contributo, la frazione low carbon sale al 43,7%.

 

Italia: un Paese importatore di elettricità

Non dobbiamo dimenticare che l’Italia è uno dei principali importatori netti mondiali di energia elettrica[4]: una fonte di approvvigionamento a buon mercato, dai bassi costi marginali, utilizzata in larga parte per coprire il carico di base del fabbisogno. Il saldo estero, in evidenza già a partire dall’inizio degli anni ‘80 per sopperire alla crisi del petrolio, ha subito un rialzo significativo negli anni successivi alla dismissione delle centrali nucleari del 1987, per poi continuare a crescere in maniera lenta ma continua fino all’inizio degli anni 2000 (il picco è del 2003, con 51 TWh). Negli anni successivi fino a oggi, le importazioni si sono attestate attorno a valori sempre superiori a 40 TWh, contribuendo mediamente per quasi il 15% al fabbisogno elettrico annuo. In Figura 14 sono riportate le quote di importazione ripartite tra i diversi Paesi confinanti. Da notare, in Figura 13, come l’importazione di elettricità sia stata impiegata recentemente soprattutto per compensare la variabilità stagionale della produzione idroelettrica.

[4] L’Italia, con -42 TWh di saldo, ha perso il “primato” di principale importatore mondiale di energia elettrica nel 2013, scalzata dagli Stati Uniti (-59 TWh). Da segnalare come nello stesso anno i due principali esportatori netti di elettricità siano stati il Canada (+50 TWh) e la Francia (+48 TWh). Fonte: IEA [9].

Figura 13. Consumi mensili di elettricità in Italia – Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [10]
Figura 13. Consumi mensili di elettricità in Italia – Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [10]
Figura 14 - importazioni nette di elettricità in Italia, suddivise per frontiera. Fonte: AEEGI[12] su dati provvisori di Terna (grafica CNeR)
Figura 14 – importazioni nette di elettricità in Italia, suddivise per frontiera. Fonte: AEEGI[12] su dati provvisori di Terna (grafica CNeR)
 

Programmabilità delle fonti e consumi orari di energia elettrica

La composizione del mix di tecnologie per la produzione di energia elettrica deve garantire la dovuta flessibilità di erogazione, per adeguarsi alle variazioni di potenza richieste sulla rete. Come evidenziato in Figura 15, l’andamento del carico elettrico varia sensibilmente durante l’arco di una giornata, con differenze sensibili tra giorni lavorativi o festivi. Variazioni significative sono registrabili anche su base stagionale, ma in linea di massima possiamo dire che per il nostro Paese la potenza istantanea richiesta può variare da un minimo di 20 GW ad un massimo di circa 50 GW, con un carico di base giornaliero compreso tra i 20 e i 25 GW. Essendo al giorno d’oggi ancora impossibile immagazzinare efficacemente l’energia elettrica (ad esclusione delle tecniche di pompaggio), le infrastrutture energetiche devono essere adeguatamente predisposte per essere in grado di seguire le curve di carico, gestendo in maniera efficace sia eventuali eccessi di produzione, sia possibili deficit.
Da questo punto di vista, è importante sottolineare la distinzione tra le cosiddette fonti programmabili, ovvero quelle in grado di erogare energia in modo certo e controllato, e quelle non programmabili, afflitte da una non prevedibile discontinuità nella produzione. Appartengono alla prima categoria, necessaria per la costruzione del carico di base, tutte le tecnologie di produzione per le quali è garantita la disponibilità della fonte primaria impiegata: il termoelettrico tradizionale da combustibili fossili, il nucleare, l’idroelettrico da accumulo, i rifiuti solidi urbani e le biomasse. Alcune tipologie di impianti programmabili, per esempio quelli alimentati a gas, sono anche flessibili, possono cioè modulare piuttosto rapidamente la potenza erogata e risultano pertanto utili per seguire le rampe di carico giornaliere e bilanciare in tempo reale lo scostamento tra domanda e offerta.

Le fonti non programmabili possono essere comunque caratterizzate da una certa continuità di produzione, come per esempio l’idrico fluente o il geotermico, oppure essere intermittenti. A quest’ultima categoria di fonti, cosiddette aleatorie, appartengono l’eolico e il fotovoltaico.

Figura 15: Andamento del fabbisogno giornaliero di energia elettrica giornaliero. Elaborazione CNeR su dati Terna [11]
Figura 15: Andamento del fabbisogno giornaliero di energia elettrica giornaliero. Elaborazione CNeR su dati Terna [11]
In Figura 16 è riportato l’andamento medio per il 2014 della produzione giornaliera di energia elettrica, suddivisa per fonti (inclusa l’elettricità di importazione). È da notare il ruolo del fotovoltaico, che con la sua naturale curva diurna contribuisce in maniera significativa, nonostante un certo sfasamento temporale, a soddisfare il picco di consumo mattutino. Di contro, l’incidenza del solare dal tardo pomeriggio risulta marginale, rendendosi quindi necessaria una compensazione da parte degli impianti termoelettrici e idroelettrici da accumulo, il cui massimo di produzione è proprio in corrispondenza del picco serale. L’apporto di energia elettrica dall’estero risulta invece mediamente costante lungo l’arco della giornata.

Figura 16 - Valori medi annuali (2014) stimati di produzione elettrica orario, suddivisa per le diverse fonti. Elaborazione http://dataenergia.altervista.org su dati Terna e GSE [6,7].
Figura 16 – Valori medi annuali (2014) stimati di produzione elettrica orario, suddivisa per le diverse fonti. Elaborazione http://dataenergia.altervista.org su dati Terna e GSE [6,7].
Relativamente al ruolo delle fonti non programmabili sul sistema elettrico del nostro Paese, merita riportare le osservazioni formulate nella relazione annuale del 2015 dell’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il sistema Idrico (AEEGI) [12]: nel documento si sottolinea come l’aleatorietà dell’eolico e del fotovoltaico, incrementando l’errore di previsione del carico residuo da coprire con le fonti programmabili, renda particolarmente complesso il sistema di bilanciamento in tempo reale, con un conseguente incremento dei costi di dispacciamento. Questa criticità, si legge, è acuita <<per effetto delle carenze infrastrutturali di rete intra ed interzonali nelle aree in cui le fonti non programmabili sono disponibili>>. Si nota inoltre come gli impianti programmabili, oltre a dover incrementare il carico nelle ore serali per soddisfare il già citato picco di consumi serali, devono essere potenzialmente in grado di adeguarsi in maniera altrettanto soddisfacente anche nelle ore mattutine, per sopperire alla richieste della rete in quei giorni in cui la disponibilità della fonte eolica e solare viene a mancare per assenza di vento o di sufficiente soleggiamento.

Dalla Figura 17 emerge un fenomeno ancora più significativo: nel Meridione d’Italia, in alcune ore, la produzione solare ed eolica è stata di recente perfino superiore rispetto al carico totale. Il dato è ancora più marcato nei giorni festivi, quando i consumi sono inferiori. Questa sovra-produzione di energia elettrica, in assenza di un adeguato sistema di trasporto verso aree in cui tale eccesso di disponibilità possa venire compensato, potrà rendere necessari in futuro degli interventi per ridurre la produzione attraverso queste fonti. Da questo punto di vista, risulterà di notevole importanza l’adozione negli anni a venire di sistemi di accumulo, che permettano al solare e all’eolico di contribuire al bilanciamento del sistema in maniera più controllata.

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Figura 17 - Curva dei prelievi medi orari mensili e curva ottenuta sottraendo a tali prelievi le immissioni medie orarie mensili degli impianti eolici e solari. Quando quest’ultima scende a valori negativi, significa che vi è un eccesso di produzione eolica e solare rispetto ai consumi. I dati si riferiscono al mese di maggio nel 2012 (sopra) e 2014 (sotto). Fonte: AEEGI [12].
Figura 17 – Curva dei prelievi medi orari mensili e curva ottenuta sottraendo a tali prelievi le immissioni medie orarie mensili degli impianti eolici e solari. Quando quest’ultima scende a valori negativi, significa che vi è un eccesso di produzione eolica e solare rispetto ai consumi. I dati si riferiscono al mese di maggio nel 2012 (sopra) e 2014 (sotto). Fonte: AEEGI [12].

Potenza elettrica installata

L’andamento della potenza elettrica installata nel nostro Paese (Figura 18), dopo aver sfiorato i 130 GW, evidenzia dal 2013 una lieve regressione. L’inversione di tendenza più marcata si è registrata già a partire dal 2011 nel settore termoelettrico, con la chiusura di alcuni vecchi impianti, soprattutto centrali a ciclo di vapore senza cogenerazione e impianti a turbogas puri. Nonostante questi interventi, la potenza termoelettrica installata è ancora notevolmente superiore alle reali necessità: si confrontino i 75 GW termoelettrici operativi nel 2014, con la curva di carico media riportata in Figura 16, che non supera mai i 45 GW nemmeno nelle fasce orarie di maggior consumo. La diretta conseguenza di questo sovradimensionamento di capacità è un bassissimo fattore di utilizzo degli impianti termoelettrici, acuito negli ultimi anni dalla contrazione dei consumi e dalla penetrazione nel mercato delle fonti rinnovabili. Riguardo a queste ultime, si nota come anche per gli impianti eolici e fotovoltaici sembra si sia giunti, dopo anni di crescita impetuosa delle installazioni, ad un “livello di saturazione”, come evidenziato anche dalle Figure 19 e 20.

Figura 18 - Potenza efficiente lorda degli impianti di generazione elettrica installati in Italia – in evidenza due finestre temporali separate da barre rosse: a sinistra la “fase nucleare” a destra la “fase eolico-fotovoltaica”. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [6]
Figura 18 – Potenza efficiente lorda degli impianti di generazione elettrica installati in Italia – in evidenza due finestre temporali separate da barre rosse: a sinistra la “fase nucleare” a destra la “fase eolico-fotovoltaica”. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [6]
Figura 19 - Fotovoltaico in Italia: capacità complessiva installata e tasso di installazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3]
Figura 19 – Fotovoltaico in Italia: capacità complessiva installata e tasso di installazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3]
Figura 20 - Eolico in italia: capacità complessiva installata e tasso di installazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3]
Figura 20 – Eolico in italia: capacità complessiva installata e tasso di installazione. Fonte: elaborazione CNeR su dati BP [3]
 

Evoluzione 2014-2015

Il confronto dei dati che riguardano i primi nove mesi del 2014 e del 2015 fornisce indicazioni particolarmente interessanti. La tabella 2 qui sotto mostra il dettaglio della produzione netta per fonte di energia elettrica a copertura del fabbisogno nazionale. È innanzitutto ravvisabile, dopo quattro anni consecutivi di contrazione, un leggero incremento della domanda, che si può presupporre legato ad un positivo cenno di ripresa economica.
Dopo il record del 2014, è significativo il calo del 23% dell’idroelettrico, che accompagnandosi ad una crescita piuttosto modesta delle fotovoltaico e dell’eolico (soprattutto se confrontata con le impennate dirompenti del 2011 e 2012), potrebbe determinare per la prima volta dopo molti anni una riduzione del contributo delle rinnovabili, sia in termini assoluti, sia in termini percentuali rispetto al totale dei consumi elettrici. L’evidenza di un cambiamento di tendenza è ravvisabile anche notando l’incremento significativo della produzione termoelettrica, dopo anni di “crisi”, e la crescita delle importazioni dall’estero.
Alla luce di queste osservazioni, l’evoluzione del settore elettrico dovrà essere nei prossimi mesi oggetto di attento monitoraggio, soprattutto se i consumi continueranno a crescere, come sperabilmente ci si attende.

Tab. 2 - Dettaglio produzione netta per fonte di energia elettrica a copertura del fabbisogno nazionale. Fonte: Terna [10]
Tab. 2 – Dettaglio produzione netta per fonte di energia elettrica a copertura del fabbisogno nazionale. Fonte: Terna [10]
Figura 21 - Composizione percentuale dell’offerta di energia elettrica dall’inizio dell’anno, calcolata al netto dei servizi ausiliari delle produzioni e dei consumi per pompaggi. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [10]
Figura 21 – Composizione percentuale dell’offerta di energia elettrica dall’inizio dell’anno, calcolata al netto dei servizi ausiliari delle produzioni e dei consumi per pompaggi. Fonte: elaborazione CNeR su dati Terna [10]
 

I prezzi dell’elettricità e i costi di incentivazione delle fonti rinnovabili

Riportiamo in questa sezione i prezzi dell’energia elettrica nel secondo semestre del 2014, espressi in termini percentuali rispetto al prezzo medio europeo (EU-27) [2].
La Figura 22 si riferisce al prezzo pagato dalle famiglie, con e senza le imposte: si può vedere che, con l’eccezione delle famiglie collocate nelle fasce a basso consumo (A e B), il prezzo italiano dell’energia elettrica è tra i più elevati in Europa, con valori superiori alla media dal 10% fin oltre il 70%.
Per quanto riguarda il costo dell’elettricità per le imprese (Figura 23), il divario tra il nostro Paese e il resto dei principali partner continentali è ancora più marcato: per tutte le fasce di consumo, i prezzi dell’energia per le imprese italiane sono superiori alla media europea dal 30 al 50%.

Figura 22 - Prezzo finale dell’elettricità in Italia e in Europa, nel secondo semestre 2014, per le famiglie. Dati senza imposte (sinistra) e con imposte (a destra). DA: consumo inferiore a 1000 KWh; DB: consumo compreso tra 1000 KWh e 2500 KWh; DC: consumo compreso tra 2500 KWh e 5000 KWh; DD: consumo compreso tra 5000 KWh e 15000 KWH, DE: consumo superiore a 15000 KWh. Elaborazione del Ministero dello Sviluppo Economico [2] su dati Eurostat
Figura 22 – Prezzo finale dell’elettricità in Italia e in Europa, nel secondo semestre 2014, per le famiglie. Dati senza imposte (sinistra) e con imposte (a destra). DA: consumo inferiore a 1000 KWh; DB: consumo compreso tra 1000 KWh e 2500 KWh; DC: consumo compreso tra 2500 KWh e 5000 KWh; DD: consumo compreso tra 5000 KWh e 15000 KWH, DE: consumo superiore a 15000 KWh. Elaborazione del Ministero dello Sviluppo Economico [2] su dati Eurostat
Figura 23 - Prezzo finale dell’elettricità in Italia e in Europa, nel secondo semestre 2014, per le imprese. Dati senza imposte (sinistra) e con imposte (a destra). DA: consumo inferiore a 1000 KWh; DB: consumo compreso tra 1000 KWh e 2500 KWh; DC: consumo compreso tra 2500 KWh e 5000 KWh; DD: consumo compreso tra 5000 KWh e 15000 KWH, DE: consumo superiore a 15000 KWh. Elaborazione del Ministero dello Sviluppo Economico [2] su dati Eurostat
Figura 23 – Prezzo finale dell’elettricità in Italia e in Europa, nel secondo semestre 2014, per le imprese. Dati senza imposte (sinistra) e con imposte (a destra). DA: consumo inferiore a 1000 KWh; DB: consumo compreso tra 1000 KWh e 2500 KWh; DC: consumo compreso tra 2500 KWh e 5000 KWh; DD: consumo compreso tra 5000 KWh e 15000 KWH, DE: consumo superiore a 15000 KWh. Elaborazione del Ministero dello Sviluppo Economico [2] su dati Eurostat
In Italia coesistono molteplici meccanismi di incentivazione, anche molto differenti tra loro, per gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili. Una breve disamina di tipo normativo è riportata in [1], mentre il bilancio aggiornato al 2015 degli oneri di incentivazione è reperibile nell’ultimo rapporto dell’AEEGI [12], da cui abbiamo estratto i seguenti dati riassuntivi.
Nel 2014, Il totale degli incentivi alle fonti rinnovabili nel settore elettrico è stato pari a 12,7 miliardi di euro; le prime stime indicano che nel 2015 questo valore dovrebbe contrarsi lievemente, portandosi a 11,8 miliardi, anche per effetto della recente rimodulazione degli incentivi fotovoltaici (il cosiddetto decreto 91/2014 “Spalma Incentivi”). Analizzando l’andamento temporale dal 2008 ad oggi (Figura 24), è evidente il notevole incremento degli oneri complessivi soprattutto tra il 2010 e il 2014, trainati soprattutto dai Conti Energia per il fotovoltaico. L’unica voce in costante calo è quella relativa al controverso CIP 6/92, una delle prime forme di incentivazione attivata all’inizio degli anni ‘90, che riguardava non solo le fonti rinnovabili ma anche le cosiddette “assimilate” (p.e. i termovalorizzatori).
La maggior parte dei costi di incentivazione trova copertura tramite la componente A3 delle bollette elettriche, con l’unica eccezione dei costi associati ai certificati verdi negoziati. Con questa voce tariffaria è coperta anche l’erogazione di altri strumenti incentivanti per le fonti non rinnovabili, come quelle assimilate (ai sensi del già citato provvedimento Cip 6/92) o per gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento.
L’impatto totale della componente A3, nel 2014, è stato pari a 13,4 miliardi di euro (Figura 25). Dopo il lieve calo di quest’anno, ci si attende un nuovo picco nel 2016, superiore ai 14 miliardi, mentre negli anni successivi l’importo dovrebbe attestarsi attorno ai 12,5 miliardi. In figura 27 è riportato l’andamento degli incentivi per il settore fotovoltaico, dove viene messo in evidenza l’impatto dei diversi Conti Energia, deliberati tra il 2005 e il 2013.

Figura 24 - Italia: costo annuo degli strumenti di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Il valore del 2015 è una stima. Fonte: AEEGI [12]
Figura 24 – Italia: costo annuo degli strumenti di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Il valore del 2015 è una stima. Fonte: AEEGI [12]
Figura 25 - Impatto nella componente tariffaria A3 degli strumenti di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e assimilate e dai regimi commerciali speciali. Il valore del 2015 è una stima. Fonte: AEEGI [12]
Figura 25 – Impatto nella componente tariffaria A3 degli strumenti di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e assimilate e dai regimi commerciali speciali. Il valore del 2015 è una stima. Fonte: AEEGI [12]
Figura 26 - Impatto nella voce tariffaria A3 dei meccanismi di incentivazione del fotovoltaico. Fonte: AEEGI [12]
Figura 26 – Impatto nella voce tariffaria A3 dei meccanismi di incentivazione del fotovoltaico. Fonte: AEEGI [12]
 

Emissioni di gas serra

Completiamo questa breve disamina della situazione energetica dell’Italia con alcuni dati significativi relativi alle emissioni di gas serra, estratti da un recente rapporto dell’Istituto Superiore per le Protezione e la Ricerca Ambientale (ISPRA) [13].
Il grafico in Figura 27 riporta l’andamento complessivo delle emissioni di gas serra nel periodo 1990-2013, suddivise per sostanza ed espresse in termini di milioni di tonnellate di CO2 equivalente[5] . La riduzione annua delle emissioni, è stata pari al 16,1%, corrispondente a 84 milioni di tonnellate di CO2 equivalenti. Questo riduzione, particolarmente evidente a partire dal 2008, è conseguenza di diversi fattori, il primo dei quali è sicuramente rappresentato dalla contrazione dei consumi energetici e delle attività industriali, dovuta alla crisi economica. Hanno senz’altro contribuito in maniera significativa anche gli interventi di efficientamento energetico e la riduzione dell’uso dei combustibili fossili per la produzione di energia elettrica.
Il grafico mette in evidenza il peso delle diverse tipologie di gas serra: CO2 (biossido di carbonio), CH4 (metano) e N20 (ossido di diazoto) incidono rispettivamente nel 2013 per l’82,4%, il 10,1% e il 4,4% e sono risultati tutti in calo rispetto all’anno di riferimento. I gas fluorurati (HFC, PFC, SF6 e NF3), pur rappresentando solo il 3,1% del totale, sono da alcuni anni sotto osservazione a causa del loro sensibile aumento, in particolare in seguito all’impiego massiccio dell’HFC nei sistemi di refrigerazione.
Considerando il totale delle emissioni diviso per i diversi settori delle attività umane, e prendendo in considerazione anche l’assorbimento derivante dalle attività in campo agricolo e forestale, si ricava che più del 75% delle emissioni è causato dai consumi energetici (Figura 28). L’analisi dettagliata di questa voce, che include essenzialmente le attività di combustione di carburanti, è riportata in Figura 29: le industrie energetiche rappresentano la frazione più importante (32,7%), seguita dai trasporti (27,4%).
Per comprendere meglio questi dati, è utile riportare i fattori di emissione dei combustibili, ovvero la quantità di gas serra rilasciato in atmosfera, espressa in tonnellate di CO2 equivalente, per ogni unità di fonte primaria impiegata, espressa in tep (tonnellate di petrolio equivalente).
Il grafico in Figura 31 si riferisce invece alle tecnologie di produzione dell’energia elettrica e rappresenta la quantità di tonnellate di CO2 equivalente emessa per ogni GWh di elettricità erogata, tenendo conto non solo del processo di produzione di energia vero e proprio, ma anche delle emissioni derivanti dall’estrazione delle materie prime utilizzate, del loro trasporto e di tutte le attività legate alla vita di un impianto, dalla sua costruzione fino allo smantellamento finale.

[5] È un’unità di misura che permette di pesare insieme emissioni di gas serra diversi con differenti effetti climalteranti. Ad esempio una tonnellata di metano che ha un potenziale climalterante 21 volte superiore rispetto alla CO2, viene contabilizzata come 21 tonnellate di CO2 equivalente. I potenziali climalteranti dei vari gas sono stati elaborati dall’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). (Fonte: Ministero dell’Ambiente)

 

Figura 27 - Italia: emissioni annuali di gas serra da fonte antropica, suddivisi per tipologia di gas. Dato espresso in milioni di tonnellate di anidride carbonica equivalente [Mt CO2eq]. Non sono inclusi, in questro grafico, i valori relativi alle attività in campo agricolo e forestale (land-Use, land-use change and forestry). Fonte: ISPRA 2015 [13]
Figura 27 – Italia: emissioni annuali di gas serra da fonte antropica, suddivisi per tipologia di gas. Dato espresso in milioni di tonnellate di anidride carbonica equivalente [Mt CO2eq]. Non sono inclusi, in questo grafico, i valori relativi alle attività in campo agricolo e forestale (land-Use, land-use change and forestry). Fonte: ISPRA 2015 [13]
Figura 28 - Italia: emissioni annuali di gas serra da fonte antropica, suddivisi per settore. Dato espresso in milioni di tonnellate di anidride carbonica equivalente [Mt CO2eq]. Il dato include anche la sottrazione di anidride carbonica dall’atmosfera dovuta all’attività LULUCF (Land-use, Land-use change and Forestry). Fonte: ISPRA 2015 [13]
Figura 28 – Italia: emissioni annuali di gas serra da fonte antropica, suddivisi per settore. Dato espresso in milioni di tonnellate di anidride carbonica equivalente [Mt CO2eq]. Il dato include anche la sottrazione di anidride carbonica dall’atmosfera dovuta all’attività LULUCF (Land-use, Land-use change and Forestry). Fonte: ISPRA 2015 [13]
Figura 29 - Italia: emissioni annuali di gas serra da fonte antropica (approccio settoriale), miliardi di grammi di anidride carbonica equivalente [Gg CO2eq]. Fonte: elaborazione CNeR su dati Ispra 2015 [13]
Figura 29 – Italia: emissioni annuali di gas serra da fonte antropica nel settore energetico (approccio settoriale), miliardi di grammi di anidride carbonica equivalente [Gg CO2eq]. Fonte: elaborazione CNeR su dati Ispra 2015 [13]
Figura 30- Italia: fattori di emissione concernenti i settori Energia, Industria e Costruzioni (tCO2/tep), elencati per tipologia di combustibile, anno 2013. I combustibili contrassegnati da asterisco rientrano nei fattori di emissione specifici del nostro Paese. Fonte: elaborazione CNeR su dati Ispra 2015 [13]
Figura 30 – Italia: fattori di emissione concernenti i settori Energia, Industria e Costruzioni (tCO2/tep), elencati per tipologia di combustibile, anno 2013. I combustibili contrassegnati da asterisco rientrano nei fattori di emissione specifici del nostro Paese. Fonte: elaborazione CNeR su dati Ispra 2015 [13]
Figura 31 - Intensità delle emissioni di gas serra, espressa in tonnellate di anidride carbonica equivalente per GWh di energia elettrica prodotta. Fonte: elaborazione CNeR su dati WNA [14]
Figura 31 – Intensità delle emissioni di gas serra, espressa in tonnellate di anidride carbonica equivalente per GWh di energia elettrica prodotta. Fonte: elaborazione CNeR su dati WNA [14]

Conclusioni

L’Italia si presenta a questa Conferenza dimostrando di essere stata protagonista, negli ultimi decenni, di profondi cambiamenti del suo sistema energetico. L’evoluzione è stata continua e dinamica, ma spesso non guidata da una visione strategica di lungo termine: paghiamo ancora il prezzo di scelte emotive o di improvvise accelerate e cambi di direzione non adeguatamente pianificati.
L’Italia, paese tradizionalmente “a trazione idroelettrica”, ha basato la sua crescita economica degli anni ‘60-’80  sull’impiego massiccio di fonte fossili, soprattutto il petrolio.  Protagonista degli anni ‘90 e 2000 è stato il gas, con un’impennata di investimenti che solo dalla fine degli anni 2000 ha subito un brusco arresto, con un calo significativo del ricorso a tale combustibile, non privo di conseguenze per la sostenibilità degli investimenti già effettuati.
La crescita delle nuove rinnovabili è stata, nel contempo, altrettanto repentina ma per molti versi disarmonica e poco strutturata: i risultati ottenuti in termini di contributo delle rinnovabili nel mix energetico e di riduzione delle emissioni di gas serra sono stati senz’altro notevoli, ma l’attuale saturazione del mercato dell’eolico e del fotovoltaico,  non in grado di auto-sostenersi, e la difficoltà in molte regioni d’Italia a gestire i picchi di produzione rinnovabile (spesso superiori al totale del fabbisogno), sono segni evidenti che qualcosa non ha funzionato per il verso giusto nel sistema di incentivazioni. Le risorse impegnate nel settore delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica sono state e continuano a essere notevoli, mentre poco è stato fatto per un adeguato ammodernamento della rete e per una armonizzazione della produzione elettrica.
Nonostante i risultati ottenuti, inoltre, la dipendenza dalla fonti fossili (prevalentemente importate dall’estero) e la necessità di acquistare una frazione considerevole di energia elettrica dagli stati confinanti, rimangono ancora marcati e pesano sulla bilancia commerciale del nostro Paese; è chiaro che in questo scenario, l’impossibilità di ricorrere all’energia nucleare ha rappresentato e rappresenta una carta in meno da giocare per la promozione di un mix energetico che sia non solo solo sostenibile dal punto di vista ambientale, ma anche economico.
Bisogna infine tenere in considerazione che una parte rilevante dei risultati finora ottenuti, in termine di risparmio energetico e riduzione delle emissioni è attribuibile non tanto agli investimenti nel settore delle rinnovabili, quanto alla contrazione dei consumi dovuta alla crisi economica. I primi timidi segnali di ripresa del 2015 sembrano suggerire un nuovo aumento dell’impiego dei combustibili fossili e, conseguentemente, delle emissioni.
Alla luce di queste considerazioni, a che punto siamo per il raggiungimento degli obiettivi europei del 2020? E quale strada dovremo percorrere per avvicinarci ai target proposti per il 2030? Quale futuro ci attende? In attesa dei risultati della conferenza di Parigi, proveremo nei prossimi giorni a dare risposta a questi interrogativi.

Riferimenti bibliografici

[1]    Una Costituzione Energetica per l’Italia, P. Totaro et al., Comitato Nucleare e Ragione, 2012, https://conferenzaenergia.files.wordpress.com/2012/10/costituzioneenergetica.pdf

[2]    La Situazione Energetica Nazionale nel 2014, Ministero dello Sviluppo Economico, 2015, http://dgsaie.mise.gov.it/dgerm/downloads/situazione_energetica_nazionale_2014_v4_con_allegati.pdf

[3]    Statistical Review of World Energy 2015, BP, 2015, http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

[4]    http://www.world-nuclear.org/Nuclear-Basics/How-is-uranium-ore-made-into-nuclear-fuel-/

[5]    Commissione Europea, Tabella di Marcia per l’Energia 2050, COM(2011) 885, http://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:52011DC0885&from=EN

[6]    Dati Storici, Terna, http://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/statisticheeprevisioni/datistorici.aspx

[7]    Rapporto Statistico – Energie da fonti rinnovabili Anno 2013, GSE,  http://www.gse.it/it/Statistiche/RapportiStatistici/Pagine/default.aspx

[8]    Comparison of Energy Systems using Life Cycle Assessment, Wolrd Energy Council, 2004,
https://www.worldenergy.org/publications/2004/comparison-of-energy-systems-using-life-cycle-assessment/

[9]    Key World Energy Statistics 2015, IEA, http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/KeyWorld_Statistics_2015.pdf

[10]    http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/dispacciamento/dati_esercizio/rapporto_mensile.aspx

[11]    http://www.terna.it/it-it/sistemaelettrico/dispacciamento/datiesercizio/datigiornalieri.aspx

[12]    Relazione annuale sullo stato dei servizi e sulle attività svolte, Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico, http://www.autorita.energia.it/it/relaz_ann/15/15.htm
http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/15/308-15.pdf

[13]    Italian Greenhouse Gas Inventory 1990-2013, ISPRA, Rapporto 231/2015, http://www.isprambiente.gov.it/files/pubblicazioni/rapporti/R_231_15_NIR2015.pdf

[14]    Comparison of Lifecycle Greenhose Gas Emissions of Various Electricity Generation Sources – WNA Report, World Nuclear Association, 2012, http://www.world-nuclear.org/World-Nuclear-Association/Publications/Reports/Lifecycle-GHG-Emissions-of-Electricity-Generation/