Il sogno del 100%

Il sogno del 100%

Affermazioni straordinarie richiedono prove straordinarie.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Note:

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

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

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

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

Fonti principali consultate:

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

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

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

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

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

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

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

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)

La scienza del risparmio energetico

Tra le iniziative organizzate in occasione della manifestazione nazionale “Mi illumino di meno” (24 febbraio), segnaliamo l’evento promosso a Trieste dall’INAF-Osservatorio astronomico e dall’Associazione Science Industries.

Sarà presente come speaker anche il presidente del Comitato Nucleare e Ragione, dott. Pierluigi Totaro.

locandina

La vittoria di Pirro delle rinnovabili tedesche

[come una transizione energetica a tappe forzate – o, meglio, drogate – sia per ora riuscita ad ottenere solo la caduta libera del prezzo dell’elettricità, maggiori costi per i consumatori finali e minore riduzione delle emissioni dei gas c.d. climalteranti]

Energia eolica in chiave espressionista
Fig. 1 Energia eolica in chiave espressionista

L’andamento dei prezzi per l’elettricità registrato dalla European Energy Exchange AG (EEX, Borsa Europea dell’Energia) di Lipsia parla chiaro. Mentre i consumatori tedeschi sono costretti a pagare sempre di più l’elettricità, le tariffe quotate sul mercato all’ingrosso da fonte carbone, gas e nucleare vanno nella direzione opposta da anni.

E a dirla tutta, le cose non andavano certo bene per E.ON, RWE, EnBW, Vattenfall, e centinaia di altre aziende di pubblica utilità, quando il prezzo era di 35 €/MWh, due anni fa. Ora queste aziende possono a malapena tenere il passo con continui e drastici tagli per risparmiare sui costi.

Con l’energia elettrica prodotta che viene venduta ad un prezzo maledettamente basso, la produzione delle centrali elettriche convenzionali tedesche quest’anno avrà un valore di appena 8,7 miliardi di euro. Circa un terzo del valore di 5 anni fa. Mentre tale produzione “convenzionale” costituisce ancora circa due terzi del totale dell’elettricità tedesca.

E le compagnie energetiche non si limitano a piangere miseria, hanno iniziato a chiudere gli impianti meno redditizi: l’Agenzia Federale delle Reti [1] ha già registrato 57 casi, ne sono attesi molti altri.

Tuttavia non è tutto così semplici e lineare. Per esempio, è curioso notare come in 10 anni siano velocemente cambiate le cose all’ombra della Energiewende. Infatti, nel 2006, quando la Germania aveva già da tempo iniziato la sua transizione energetica, la RWE lanciò il più grande programma di investimenti della sua storia, pari a circa 15 miliardi di euro: mentre i tedeschi installavano a tutto spiano pannelli fotovoltaici sui tetti, RWE calava la pietra angolare di centrali elettriche a carbone gigantesche. E nel tempo le centrali a gas naturale sono state costruite perfino su di una scala maggiore e dietro esplicita richiesta dei legislatori. Quest’ultimo tipo di impianti, essendo flessibili, ad accensione rapida e a spegnimento rapido, è considerato infatti il complemento perfetto alla produzione da fonti rinnovabili che dipende dalle condizioni atmosferiche.

Oggi questo “complemento perfetto” non è più così perfetto, perché al beneficio tecnico si contrappone un costo economico deleterio. Quella che poteva essere vista come una collaborazione tra “nemici” è ora una vera e propria battaglia, ad armi impari.

Prima però di approfondire i dettagli economici riteniamo sia opportuno analizzare quelli tecnici – vale a dire i risultati concreti della Energiewende in termini di sostituzione delle fonti per la produzione di energia elettrica.

Abbiamo visto che i gestori di centrali elettriche convenzionali lamentano grosse perdite in Germania; vuol dire che il piano sta funzionando? Non fidandoci delle lagne dei gestori di cui sopra (gestori che tra le altre cose operano largamente anche nel settore delle FER), abbiamo pensato bene di sentire altre voci.

In primo luogo abbiamo chiesto lumi a chi della “lotta ai cambiamenti climatici” ne ha fatto una professione, vale a dire il Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (Fraunhofer ISE), rinomato istituto di ricerca di Friburgo, che tra le altre cose fornisce aggiornamenti quasi in tempo reale sulla produzione di elettricità in Germania, su import ed export, e molto altro ancora. E a chi ne ha fatto una passione come il think tank Carbon Brief.

Incrociando i dati raccolti abbiamo subito notato un’inversione di tendenza nel settore elettrico, scaturita anche dal drastico ridimensionamento della flotta delle centrali nucleari operative, attuato cinque anni fa per decreto federale. Per ovvi motivi, abbiamo deciso di chiamare “Effetto Fukushima” questa evidente frattura della transizione energetica tedesca. In Fig. 2 il grafico è di per sé eloquente: il periodo di maggiore efficacia della Energiewende (2002-2010) dura fino alla decisione “precipitosa” del Governo federale di “uscire dal nucleare”, con effetto immediato per metà delle unità allora operative. A partire dal 2011 parte la rimonta delle centrali termoelettriche convenzionali, guidata dal carbone fossile.

“Effetto Fukushima” sulla Energiewende. Nel periodo 2002-2010, antecedente la decisione “precipitosa”del Governo federale inerente il phase-out nucleare, il “parco convenzionale” delle centrali termoelettriche in Germania dava chiari segnali di ridimensionamento. Subito dopo il ritiro anticipato di circa la metà della capacità di generazione elettronucleare risulta impressionante il cambiamento di tendenza, con la “rimonta” guidata dal carbone (nelle due “versioni”, hard e brown). Si noti inoltre che in entrambe le pile i maggiori incrementi netti riguardano impianti caratterizzati da valori del fattore di carico particolarmente bassi. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE 2016 e Carbon Brief 2016
Fig. 2 “Effetto Fukushima” sulla Energiewende. Nel periodo 2002-2010, antecedente la decisione “precipitosa”del Governo federale inerente il phase-out nucleare, il “parco convenzionale” delle centrali termoelettriche in Germania dava chiari segnali di ridimensionamento. Subito dopo il ritiro anticipato di circa la metà della capacità di generazione elettronucleare risulta impressionante il cambiamento di tendenza, con la “rimonta” guidata dal carbone (nelle due “versioni”, hard e brown). Si noti inoltre che in entrambe le pile i maggiori incrementi netti riguardano impianti caratterizzati da valori del fattore di carico particolarmente bassi. Fonte: elaborazione CNeR su dati Fraunhofer ISE 2016 e Carbon Brief 2016

Nel grafico sono considerati i valori cumulativi delle variazioni di capacità di generazione netta, ossia i risultati della somma algebrica della capacità di generazione elettrica dei nuovi impianti entrati in funzione (o rimessi in funzione, non abbiamo controllato) meno quella degli impianti disattivati nel medesimo periodo.

Naturalmente questo “Effetto Fukushima” è una semplificazione, non fosse altro perché mentre è assai facile spegnere velocemente una o più centrali nucleari, le nuove centrali termoelettriche a combustibili fossili non si costruiscono in un giorno. Tuttavia, la parziale “sostituzione” del combustibile fissile con quello fossile è in pratica avvenuta, ed i suoi effetti li abbiamo visualizzati con altri grafici che trovate più sotto, concernenti le emissioni di tonnellate di anidride carbonica equivalente. Inoltre, da un piano di transizione energetica ci si aspetterebbe che, anche se non vengono interrotte definitivamente tutte le nuove costruzioni di impianti a combustibili fossili, almeno non si verifichi un’inversione di tendenza come quella evidenziata in Fig. 2. Guardando separatamente i valori “in ingresso ed in uscita”, ed entrando maggiormente nel dettaglio, si scoprono infatti variazioni tali (per esempio, + 6,9 GW da hard coal, +2,7 GW da brown coal o +2,2 GW da natural gas nel periodo 2011-2015) per cui risulta davvero difficile ritenere la Energiewende un piano accurato di riduzione della dipendenza dai combustibili fossili del settore elettrico tedesco. Come avevamo già accennato nel nostro precedente post, è evidente che non c’è alcuna seria intenzione di dismettere il “parco convenzionale” delle centrali termoelettriche. Inoltre le nuove installazioni di impianti alimentati da FER stanno dimostrando di essere perfettamente inutili allo scopo.

In evidenza dai grafici in Fig. 2: valori cumulativi delle variazioni di capacità di generazione netta delle centrali termoelettriche in Germania, ottenuti sommando tutti i gigawatt delle nuove installazioni e sottraendo tutti quelli degli impianti disconnessi dalla rete elettrica. Periodi di riferimento: 2011-2015 e 2002-2010
Tab. 1 In evidenza dai grafici in Fig. 2: valori cumulativi delle variazioni di capacità di generazione netta delle centrali termoelettriche in Germania, ottenuti sommando tutti i gigawatt delle nuove installazioni e sottraendo tutti quelli degli impianti disconnessi dalla rete elettrica. Periodi di riferimento: 2011-2015 e 2002-2010

C’è anche un altro problema. Le nuove centrali termoelettriche convenzionali sono destinate ad essere esercite con un fattore di carico spaventosamente basso, vale a dire devono produrre molta meno elettricità di quella che sarebbero in grado di generare, e debbono essenzialmente fornire la copertura degli sbalzi non programmabili della produzione da fonti di energia rinnovabile che non siano idroelettrico e bioenergie (biomasse e rifiuti urbani). Pertanto si tratta di impianti ad alto rischio di lavorare in perdita, con tutte le conseguenze economiche del caso.

In Tab. 1 abbiamo riportato per i due periodi in esame (prima e dopo Fukushima) i valori delle variazioni della capacità netta delle centrali termoelettriche includendo anche quelle a biomasse, che pur essendo caratterizzate da un fattore di capacità teorico inferiore a quello delle centrali a combustibili fossili (per non parlare di quelle nucleari) sono comunque da considerarsi impianti a fonte non aleatoria, quindi utili per un carico di base della rete elettrica e per evitare black out. La crescita degli impianti a biomasse è notevole. Tuttavia i meccanismi domanda-offerta, ossia la necessità di fornire tutta l’elettricità richiesta dai consumatori nell’esatto momento in cui ne hanno bisogno non è faccenda semplice; per cui anche questa crescita vertiginosa e non taglieggiata [modalità ironia attivata] non è sufficiente.

Abbiamo analizzato la produzione interna lorda (PIL) e la copertura dei consumi interni lordi (CIL) di elettricità con i grafici in Fig. 3. Questa volta attingendo i dati direttamente da chi la Energiewende la deve “accudire”, ossia il Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), ed il gruppo di ricerca AG Energiebilanzen e.V. (AGEB), che vede riunite diverse associazioni di industriali ed economisti.

Nel primo grafico, con una scelta non casuale dei colori, abbiamo messo in evidenza il summenzionato “Effetto Fukushima”, ossia il fatto che tagliando la produzione elettronucleare la crescita di quella da FER non sia andata ad intaccare sensibilmente il ruolo dei combustibili fossili. E questo nonostante la sottoproduzione delle relative centrali termoelettriche.

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a) produzione interna lorda (PIL) di elettricità in Germania dal 1990 al 2015; b) ripartizione della PIL in quattro anni fondamentali per la Energiewende; c) copertura consumi interni lordi (CIL) di elettricità in Germania negli stessi anni. Fonte: elaborazione CNeR su dati AGEB 2016
Fig. 3 a) produzione interna lorda (PIL) di elettricità in Germania dal 1990 al 2015; b) ripartizione della PIL in quattro anni fondamentali per la Energiewende;
c) copertura consumi interni lordi (CIL) di elettricità in Germania negli stessi anni. Fonte: elaborazione CNeR su dati AGEB 2016

La scelta dei grafici in Fig. 3b rimarca questo fatto: a partire dal 1990 la porzione di torta low carbon è cresciuta costantemente; ma nel passaggio dal 2002 al 2012 il rallentamento è significativo rispetto al decennio precedente, essendosi quasi dimezzata la parte più grande (nucleare) e solo triplicata quella più piccola (FER); quindi la “torta” al 2015 pur essendo “più bella” di quella al 2002 fa sorgere spontanea una domanda riguardo al mancato ruolo del nucleare. Come sarebbe andata se…? Cercheremo di rispondere fra qualche riga.

Storico della generazione di elettricità da fonti rinnovabili in Germania. Dal 2002 al 2015 l’incremento è stato pari al 415%, per la maggior parte dovuto ad eolico e biomasse/rifiuti di vario tipo. Fonte: BMWi 2016
Fig. 4 Storico della generazione di elettricità da fonti rinnovabili in Germania. Dal 2002 al 2015 l’incremento è stato pari al 415%, per la maggior parte dovuto ad eolico e biomasse/rifiuti di vario tipo. Fonte: BMWi 2016

Esaminando il dettaglio della composizione delle FER (Fig. 4) si nota in primis la crescita di fotovoltaico ed eolico e successivamente il ruolo preponderante di quest’ultimo. Vale la pena ricordare che entrambe queste fonti sono aleatorie. La produzione di elettricità da fonte solare dipende molto dalle condizioni meteorologiche, ovvero da soleggiamento ed insolazione, con variazioni stagionali notevoli, quella da eolico dipende totalmente dalle condizioni atmosferiche: se non tira vento o se ne tira troppo la produzione semplicemente si ferma.

Variazione giornaliera della potenza fotovoltaica in una giornata autunnale in Germania. Al picco, nel momento di maggiore produttività dei circa 39 GW installati sono produttivi poco più di 6 GW, l’84% della potenza è inutilizzabile per semplici cause naturali. I contribuenti ringraziano. Fonte: screenshot di uno dei grafici interattivi della SMA Solar Technology AG
Fig. 5 Variazione giornaliera della potenza fotovoltaica in una giornata autunnale in Germania. Al picco, nel momento di maggiore produttività dei circa 39 GW installati sono produttivi poco più di 6 GW, l’84% della potenza è inutilizzabile per semplici cause naturali. I contribuenti ringraziano. Fonte: screenshot di uno dei grafici interattivi della SMA Solar Technology AG

Quando invece le condizioni meteorologiche sono favorevoli le fonti aleatorie danno luogo a picchi di produzione ovviamente proporzionali in altezza all’ammontare della capacità di generazione delle installazioni; l’ampiezza dei picchi dipende invece dalla durata, nell’arco di una giornata, di tali condizioni favorevoli. Nel caso del fotovoltaico, è doveroso notare come i valori di massima produzione diurna, soprattutto nel periodo autunnale e invernale, siano largamente inferiori alla potenza nominale degli impianti, a causa della maggiore inclinazione dei raggi solari (Fig. 5). I picchi di produzione da eolico e fotovoltaico e l’ampiezza degli stessi possono inoltre essere sfasati rispetto all’andamento della domanda di energia elettrica (Fig. 6).

Andamento del fabbisogno giornaliero e della produzione elettrica in Germania, divisa per fonti per due tipiche giornate autunnali, rispettivamente feriale e festiva. Si noti la differenza di circa 20 GW di potenza richiesta sulla rete tra le ore diurne e notturne, con un picco in corrispondenza delle ore di massimo soleggiamento ⎼ soddisfatto tuttavia solo in minima parte dalla produzione fotovoltaica ⎼ e un secondo picco, meno marcato, nelle fascia oraria serale. Fonte: screenshot di uno dei grafici interattivi del sito agora-energiewende.de
Fig. 6 Andamento del fabbisogno giornaliero e della produzione elettrica in Germania, divisa per fonti per due tipiche giornate autunnali, rispettivamente feriale e festiva. Si noti la differenza di circa 20 GW di potenza richiesta sulla rete tra le ore diurne e notturne, con un picco in corrispondenza delle ore di massimo soleggiamento ⎼ soddisfatto tuttavia solo in minima parte dalla produzione fotovoltaica ⎼ e un secondo picco, meno marcato, nelle fascia oraria serale. Fonte: screenshot di uno dei grafici interattivi del sito agora-energiewende.de

 

Tale “mancanza di sintonia” è illustrata anche nel grafico in Fig. 3c. Qui i valori percentuali per l’export dell’energia elettrica sono negativi perché si tratta in pratica di una percentuale della produzione di elettricità che uscendo dai confini della rete elettrica tedesca non va a coprire i consumi interni lordi (CIL). Viceversa, la percentuale dell’import ha valori positivi, perché considerata come una “aggiunta” alla PIL fatta al momento giusto, ossia tutte le volte che per motivi vari l’offerta interna non risponde pienamente alla domanda interna. Non è possibile dimostrare che tale disaccoppiamento tra domanda ed offerta interna sia in gran parte o interamente attribuibile alla aleatorietà delle FER ‒ almeno con i dati in nostro possesso. Ciononostante, dalla visione d’insieme dei grafici in Fig. 3 emerge chiaramente che nello stesso periodo di tempo in cui è aumentata la quota PIL da FER è aumentata anche la quota percentuale esportata.

Si tratta di semplice correlazione, e non di causa-effetto? Rimane il dubbio, ma anche il fatto che dalla metà del 2012 la centrale nucleare di Temelin in Repubblica Ceca opera a circa 100 MW(e) al di sotto della sua capacità [4], per evitare problemi di sicurezza della rete causati dagli sbalzi di tensione generati dalla produzione di elettricità da FER in Germania. Dopo la Repubblica Ceca anche la Polonia ha installato sul proprio confine con la Germania dei particolari trasformatori di potenza [5] in grado di bloccare il dumping elettrico [6]; Francia, Olanda e Belgio ne erano già forniti.

Per completare il quadro tecnico manca ora solo un ultimo tassello, in altre parole occorre rispondere alla domanda delle domande: l’aumento significativo del ruolo delle FER nel settore elettrico tedesco ha comportato una riduzione altrettanto significativa delle emissioni di gas climalteranti?

In questo caso ci siamo rivolti ai “cattivi”, ossia a chi una certa esperienza nel campo se l’è fatta da qualche lustro: British Petroleum. A parte gli scherzi, la BP fornisce anche interessanti raccolte dati e proiezioni sul futuro energetico del Mondo, utilizzando diverse fonti ufficiali, tra cui i ministeri competenti dei vari Paesi.

Prima di snocciolare tutti i numeri, partiamo da una considerazione di fondo: lo “spartiacque” temporale per analizzare gli effetti delle politiche energetiche della Germania è il 2001, anno nel quale entrò effettivamente in vigore la legge federale a sostegno delle energie rinnovabili approvata dalle Camere l’anno precedente (la EEG, Erneuerbare-Energien-GesetzRenewable Energy Sources Act): la spinta aggressiva del solare e dell’eolico al motore della Energiewende iniziò proprio all’alba del XXI secolo.
Tuttavia, l’andamento delle emissioni di gas climalteranti in Germania negli ultimi 50 anni (Fig. 7a) non lascia spazio a dubbi: una transizione energetica “low-carbon” era stata avviata nei fatti già nella prima metà degli anni ‘70, quando la crisi petrolifera mondiale costrinse i Paesi occidentali a rivedere i propri consumi energetici, con un progressivo ridimensionamento del ruolo dei petrolio e dei suoi derivati, cosa che in Germania avvenne grazie al boom del settore elettronucleare e ad un impiego più massiccio del gas come combustibile per il riscaldamento e la produzione di elettricità [7].  In particolare, proprio grazie all’espansione della flotta dei reattori, se nel 1973 la Germania dipendeva per oltre il 98% dai combustibili fossili, tale valore si è ridotto progressivamente negli anni arrivando nel 2001 all’86%, quando la produzione da fonte nucleare copriva più dell’11% del fabbisogno energetico, ovvero (con più di 170 TWh) quasi il 30% dei consumi elettrici.

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Emissioni di anidride carbonica da utilizzo di combustibili fossili per tutti i settori economici. Germania a confronto con gli altri Paesi membri dell’Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE-OCED). a) Storico delle emissioni per la sola Germania (1965-2015). Le linee rosse disegnate evidenziano come l’effetto della Energiewende abbia lasciato immutata la tendenza consolidata nel periodo 1973-2001. b) Storico delle emissioni per la sola Germania (2002-2015). Le linee rosse disegnate evidenziano variazioni consistenti in controtendenza associabili a particolari periodi di transizione economica, per esempio la crisi del 2008-2009 con la conseguente drastica riduzione dei consumi energetici, e la successiva lenta ripresa. c) Storico delle emissioni cumulative dei Paesi OCSE (2002-2015). Anche qui le linee rosse disegnate evidenziano la drastica riduzione associabile alla crisi economica del 2008-2009. La sostanziale riduzione dopo l’iniziale ripresa del 2010 è associabile all’effetto combinato di maggiore efficientamento dei consumi energetici e lenta ripresa della produzione industriale. d) Peso percentuale delle emissioni della Germania sul totale dei Paesi OCSE. Ultimi due anni a confronto: cresce il ruolo della Germania! Fonte: elaborazione CNeR su dati BP 2016 [8]
Fig. 7 Emissioni di anidride carbonica da utilizzo di combustibili fossili per tutti i settori economici. Germania a confronto con gli altri Paesi membri dell’Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE-OCED). a) Storico delle emissioni per la sola Germania (1965-2015). Le linee rosse disegnate evidenziano come l’effetto della Energiewende abbia lasciato immutata la tendenza consolidata nel periodo 1973-2001. b) Storico delle emissioni per la sola Germania (2002-2015). Le linee rosse disegnate evidenziano variazioni consistenti in controtendenza associabili a particolari periodi di transizione economica, per esempio la crisi del 2008-2009 con la conseguente drastica riduzione dei consumi energetici, e la successiva lenta ripresa. c) Storico delle emissioni cumulative dei Paesi OCSE (2002-2015). Anche qui le linee rosse disegnate evidenziano la drastica riduzione associabile alla crisi economica del 2008-2009. La sostanziale riduzione dopo l’iniziale ripresa del 2010 è associabile all’effetto combinato di maggiore efficientamento dei consumi energetici e lenta ripresa della produzione industriale. d) Peso percentuale delle emissioni della Germania sul totale dei Paesi OCSE. Ultimi due anni a confronto: cresce il ruolo della Germania! Fonte: elaborazione CNeR su dati BP 2016 [8]

É da notare come oltre al petrolio (-19%) anche il carbone abbia visto ridursi considerevolmente la propria incidenza sul paniere energetico (-61%), andando ad impattare in misura molto minore sulle emissioni di carbonio associate al suo utilizzo per la produzione di elettricità.  Di conseguenza, dal 1973 al 2001, a consumi complessivi sostanzialmente invariati – nonostante un PIL in forte crescita (Fig. 8), segno di una maggiore attenzione per il risparmio e l’efficienza energetica – le emissioni tedesche di CO2eq sono calate di quasi un quarto! Tutto questo a fronte di un contributo delle energie rinnovabili ancora del tutto marginale, pari nel 2001 a meno del 3% sul totale, di cui quasi due terzi di origine idroelettrica.

Cosa è accaduto negli anni successivi, fino ai giorni nostri? Nonostante il già menzionato aumento del contributo delle FER, le emissioni sono sì ulteriormente calate (-13% rispetto al 2001), ma senza notevoli variazioni del tasso annuale: in altre parole, a fronte di investimenti economici senza precedenti, il calo ha mantenuto lo stesso trend lineare decrescente dei trent’anni precedenti.

Prodotto Interno Lordo della Germania, nel periodo 1973-2015. Elaborazione di Google aggiornata al 7/10/2016 su dati della Banca Mondiale
Fig. 8 Prodotto Interno Lordo della Germania, nel periodo 1973-2015. Elaborazione di Google aggiornata al 7/10/2016 su dati della Banca Mondiale

Analizzando nel dettaglio l’andamento nell’intervallo 2002-2015 (Fig. 7b), emerge un dato ancora più significativo: negli ultimi sette anni le emissioni si sono sostanzialmente stabilizzate (in controtendenza rispetto all’insieme dei paesi OCSE, Fig. 7c) in un arco temporale in cui anche il prodotto interno lordo tedesco è rimasto pressoché invariato. Qualcosa non torna: il disaccoppiamento tra le emissioni (in calo, -22%) e il PIL (in crescita, +500%), che aveva caratterizzato il periodo tra il 1973 e il 2001, avrebbe dovuto determinare in questi sette anni di stagnazione una riduzione delle emissioni molto più significativa di quella effettivamente registrata. Cosa è andato storto?
La risposta la conosciamo. La crescita delle energie rinnovabili ha eroso solo in minima parte il contributo delle fonti fossili a più elevato tasso di emissioni, andando piuttosto a comprimere sensibilmente la produzione elettrica low carbon nucleare. Per convincerci ulteriormente di quanto questo aspetto abbia effettivamente influito negativamente sulla riduzione delle emissioni, proviamo a formulare una stima numerica, ipotizzando uno scenario alternativo a quello odierno: come sarebbero andate le cose se la percentuale di copertura da fonte nucleare dei consumi interni lordi fosse rimasta quella del 2002?
In quell’anno il contributo nucleare al fabbisogno elettrico era pari al 28%, che se riferito al 2015 equivarrebbe a circa 168 TWh – un valore che la flotta di reattori tedeschi ha dimostrato più volte di essere in grado di raggiungere tra il 1999 e il 2006. Supponendo di sottrarre tutta questa produzione elettrica alle centrali alimentate a carbone e lignite, risulta che le emissioni di CO₂eq nel 2015 sarebbero state inferiori di circa 165 milioni di tonnellate rispetto al valore effettivamente misurato [9]. Si tratta di una valore inferiore del 32% rispetto al dato del 2001! Il dato reale, lo ricordiamo, certifica invece una riduzione di soli 13 punti percentuali in questo intervallo temporale.

Emissioni di anidride carbonica prodotte dal consumo di combustibili fossili in Europa nel 2015. I consumi si riferiscono a tutti i settori, non solo a quello elettrico. Podio: Germania, Regno Unito, Italia
Fig. 9 Emissioni di anidride carbonica prodotte dal consumo di combustibili fossili in Europa nel 2015. I consumi si riferiscono a tutti i settori, non solo a quello elettrico. Podio: Germania, Regno Unito, Italia
Emissioni di gas-serra da tutti i settori economici (escluso Land Use, Land-Use Change and Forestry, ossia consumo e cambio d’uso del suolo, forestazione ed attività simili). Valori cumulati nel periodo 2000-2014 dai maggiori Paesi europei. Germania solidamente al primo posto, l’Italia agguanta il terzo posto per un soffio. Fonte: elaborazione CNeR su dati OECD.Stat estratti il 18 Nov 2016 07:25 UTC (GMT)
Fig. 10 Emissioni di gas-serra da tutti i settori economici (escluso Land Use, Land-Use Change and Forestry, ossia consumo e cambio d’uso del suolo, forestazione ed attività simili). Valori cumulati nel periodo 2000-2014 dai maggiori Paesi europei. Germania solidamente al primo posto, l’Italia agguanta il terzo posto per un soffio. Fonte: elaborazione CNeR su dati OECD.Stat estratti il 18 Nov 2016 07:25 UTC (GMT)

La realtà dei fatti è fotografata dai grafici che mettono a confronto  le emissioni di CO2eq dei diversi Paesi europei (Fig. 9 e 10). Da questo punto di vista, la crescita del ruolo delle FER nel mix energetico tedesco non può che essere considerata una vittoria di Pirro.

Anzi, volendo essere spietatamente realisti, ovvero considerando la questione anche sotto l’aspetto economico, lo scenario futuro più probabile  che si delinea sotto i nostri occhi è quello di un loose-loose. Il sistema di sovvenzioni che ha sorretto l’accelerata delle FER nel settore elettrico tedesco potrebbe presto infatti dimostrarsi economicamente non più sostenibile.
Vediamo come stanno già ora le cose. Quando nel 2000 fu approvata la legge federale sulle FER, fu garantito agli investitori in impianti eolici e solari che avrebbero potuto immettere ogni chilowattora prodotto nella rete ad un prezzo fisso concordato. Per il libero gioco delle forze di mercato è stata una catastrofe, per ragioni che sono evidenti.  Oggi un megawattora di elettricità da un nuovo parco eolico su terraferma è remunerato con € 85 – vale a dire quattro volte il prezzo di mercato. I produttori di elettricità da fonte solare ricevono € 110 per megawattora – ben cinque volte il valore di mercato. L’elettricità dagli aerogeneratori installati in mare è pagata 150 €/MWh – circa sette volte il prezzo di mercato.

E quanto costa l’elettricità per il consumatore finale? In media, le famiglie stanno pagando circa 28 centesimi per chilowattora – vale a dire 280 €/MWh, più di 10 volte il prezzo sul mercato. Un affare!

Storico della composizione del costo medio (c€/kWh) dell’elettricità per un nucleo famigliare tipo (3.500 kWh/anno) in Germania. Fonte: elaborazione CLEW su dati BDEW, 2016
Fig. 11 Storico della composizione del costo medio (c€/kWh) dell’elettricità per un nucleo famigliare tipo (3.500 kWh/anno) in Germania. Fonte: elaborazione CLEW su dati BDEW, 2016

Dove va la differenza? I gestori della rete ricevono, se va bene, un quarto del prezzo dell’energia elettrica pagato dal consumatore finale. Una situazione alla quale noi italiani siamo, come dire, abituati. E forse il nostro lettore medio avrà già intuito il perché della suddetta discrepanza. Tuttavia, su tali questioni è sempre meglio scendere nel dettaglio; abbiamo quindi riportato in Fig. 11 un grafico del Clean Energy Wire (CLEW), uno dei più importanti think tank sulle politiche energetiche tedesche, elaborato a partire dai dati più recenti della Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft (BDEW) [2].

Unendo ai factsheet del CLEW quelli di Agora Energiewende (altro think tank da seguire attentamente), è possibile aggiungere ulteriori dettagli. Ecco dunque la situazione a gennaio 2016, quando per un nucleo famigliare tipo in Germania il costo di un kWh di elettricità (circa 0,29 euro) era composto come segue:

21,3%  cost of power supply (costi di fornitura e margine di profitto per il fornitore)

24,6%  grid charges (costi fissi per utilizzo della rete elettrica stabiliti dal gestore della medesima – i.e. autorità federale di riferimento)

22,2%  renewable energy surcharge (ammontare dei sussidi e/o incentivi stabiliti dalla EEG per garantire l’economicità degli impianti da fonti rinnovabili)

16%     sales tax (imposta analoga all’I.V.A.)

7,2%    electricity tax (tassa sull’utilizzo dell’elettricità, detta anche “tassa ecologica”)

5,8%    concession levy (tributo basato sull’utilizzo del suolo pubblico tramite le linee di trasmissione e distribuzione da parte del fornitore per raggiungere il consumatore)

0,1%    levy for offshore liabilities (tributo per compensare i costi di gestione della rete dovuti a problemi di connessione con gli aerogeneratori installati in mare)

1,5%    surcharge for Combined Heat and Power plants (ammontare dei sussidi e/o incentivi stabiliti dalla EEG per garantire l’economicità degli impianti a cogenerazione)

1,3%    levy for grid charges to large users (tributo per compensare l’esenzione dei costi di gestione della rete garantita ai grandi consumatori – i.e. industrie, servizi pubblici, ecc.)

Costo medio dell’elettricità per i consumatori domestici (nuclei familiari con consumi annui compresi tra i 2.500 kWh ed i 5.000 kWh). Secondo semestre 2015, Europa. Valori in euro. Fonte Eurostat
Fig. 12 Costo medio dell’elettricità per i consumatori domestici (nuclei familiari con consumi annui compresi tra i 2.500 kWh ed i 5.000 kWh). Secondo semestre 2015, Europa. Valori in euro. Fonte Eurostat
Consumi medi e bollette elettriche in alcuni Paesi c.d. sviluppati (valori approssimativi per il periodo 2011-2015, anche a causa del cambio valuta) – si noti che, dato l’elevato costo del chilowattora, la bolletta degli italiani è la meno cara della lista solo grazie ai bassi consumi elettrici. É importante sottolineare che i consumi pro-capite di elettricità, in Italia, sono inferiori alla media europea in quanto si ricorre maggiormente al gas per uso domestico (cottura cibi e riscaldamento). Fonte: elaborazione CNeR su dati Eurostat e Agora Energiewende/ e EI New Energy, Vol. III, No. 28
Fig. 13 Consumi medi e bollette elettriche in alcuni Paesi c.d. sviluppati (valori approssimativi per il periodo 2011-2015, anche a causa del cambio valuta) – si noti che, dato l’elevato costo del chilowattora, la bolletta degli italiani è la meno cara della lista solo grazie ai bassi consumi elettrici. É importante sottolineare che i consumi pro-capite di elettricità, in Italia, sono inferiori alla media europea in quanto si ricorre maggiormente al gas per uso domestico (cottura cibi e riscaldamento). Fonte: elaborazione CNeR su dati Eurostat e Agora Energiewende/ e EI New Energy, Vol. III, No. 28

In sostanza, i consumatori tedeschi medio-piccoli debbono pagare tutte le distorsioni del mercato elettrico. E va sottolineato il fatto che i gestori della rete sono autorizzati a passare al cliente l’intera differenza tra i costi elevati di remunerazione dell’energia elettrica “verde” e il prezzo di mercato. Più basso è il prezzo di mercato, maggiore è tale discrepanza, nota appunto come “prelievo EEG”, che quest’anno ha già superato ampiamente i 6 centesimi di euro per chilowattora. Complessivamente, i “prelievi EEG” nel 2016 dovrebbero sfiorare i 23 miliardi di euro (stima sulle attuali quotazioni EEX); mentre l’elettricità “verde” prodotta dovrebbe avere un valore inferiore ai 4 miliardi di euro.

Ecco cosa intendevamo con “corpo” quando abbiamo scritto nel nostro precedente post sulla Energiewende che la Germania si è dedicata “anima e corpo” alla sua transizione energetica: i prezzi dell’elettricità per i consumatori sono tra i più alti d’Europa (Fig. 12 e 13)!

Va aggiunto che la prima stima completa dei costi della Energiewende al 2025 risulta pari a oltre 520 miliardi di euro per il solo settore elettrico. Questa cifra interessante viene da un report commissionato all’Università di Düsseldorf, precisamente al Düsseldorf Institute for Competition Economics (DICE), per conto della Initiative New Social Market Economy (INSM), ed è composta per il 78% dal “prelievo EEG”, mentre l’espansione delle reti di trasmissione e distribuzione vale l’11% [3].

Di fronte all’evidenza di costi tanto elevati sappiamo bene quanto sia forte la tentazione di obiettare che in fondo tutto ha un costo e che l’ottenimento di un risultato ecologicamente sostenibile quasi non ha prezzo. Tuttavia, attenzione, perché ogni transizione energetica non solo ha un costo economico ma anche uno ecologico, dato che per usare una metafora “i pannelli fotovoltaici non crescono sugli alberi e gli aerogeneratori non spuntano come i funghi”.

Inoltre, di quale risultato ecologico stiamo parlando? Per favore tornate alla Fig. 9! Forse esiste un commento più appropriato per quel grafico, noi non riusciamo a trovare che questo: ad oggi la Energiewende si è rivelata costosamente inutile.

Energia fotovoltaica in chiave surrealista
Fig. 14 Energia fotovoltaica in chiave surrealista

(continua…)

Note:

[1]       Bundesnetzagentur, autorità tedesca per il mercato dell’energia elettrica, del gas, delle telecomunicazioni, delle poste e delle ferrovie.

[2]       Sorta di consorzio federale per la gestione delle forniture energetiche e della rete idrica.

[3]       Fonte: Comunicato stampa della Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft e relativi allegati, consultabile al link http://www.insm.de/insm/Presse/Pressemeldungen/Pressemeldung-Studie-EEG.html

[4]       Comunicazione della CEPS, gestore di rete ceco, come riportato dalla World Nuclear Association qui: http://www.world-nuclear.org/information-library/energy-and-the-environment/energiewende.aspx

[5]       Il termine tecnico è Quadrature booster (anche phase-shifting transformer, o phase angle regulator, se made in USA). Questi trasformatori regolano lo sfasamento tra la tensione in ingresso e quella in uscita di una linea di trasmissione elettrica, controllando così la quantità di potenza attiva (active power, o real power) che vi può fluire. Fonte: https://en.wikipedia.org/wiki/Quadrature_booster

https://en.wikipedia.org/wiki/AC_power#Real_power

[6]       Nel linguaggio economico, il dumping rappresenta la vendita all’estero di un bene/servizio a prezzi inferiori rispetto a quelli praticati sul mercato interno.

[7]       Prendendo in considerazione l’intero ciclo di vita di un impianto di produzione di energia elettrica (Life Cycle Assessment), il gas è tra tutte le fonti fossili quella a minor tasso di emissioni – circa la metà rispetto a petrolio e carbone – a parità di elettricità prodotta.

Fonte: IPCC SRREN, Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Mitigation, http://srren.ipcc-wg3.de/report/IPCC_SRREN_Full_Report.pdf

[8]       I dati sulle emissioni di anidride carbonica registrati dalla BP riguardano solo la post-combustione di carbone fossile, gas, petrolio e derivati, e si basano sui Default CO₂ Emissions Factors for Combustion dell’IPCC (2006). Una spiegazione del metodo di calcolo di tali emissioni è consualtibile al seguente link: http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/energy-economics/statistical-review-2016/bp-statistical-review-of-world-energy-2016-carbon-emissions-methodology.pdf

[9]       Per i calcoli abbiamo utilizzato le mediane dei tassi di emissione per unità di corrente elettrica generata (gCO2/kWh), valutati sul ciclo di vita degli impianti e del combustibile.  Dalla più recente pubblicazione dell’IPCC sul tema, i dati relativi alle centrali a carbone e a quelle nucleari sono rispettivamente 1001 gCO2 /kWh e 16 gCO2/kWh.

La lignite del vicino è sempre più verde

[prima tappa del nostro viaggio nei meandri della transizione energetica tedesca, alla scoperta di cosa si nasconde dietro gli annunci roboanti e lo strombazzamento mediatico che ci raccontano solo la crescita vertiginosa delle fonti di energia rinnovabile]

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Fig. 1      Lo sai che? Jänschwalde, centrale termoelettrica a lignite, esercita dall’utility svedese Vattenfall, si trova in Germania, Brandeburgo, al confine con la Polonia – in primo piano una piccola parte dell’immensa distesa del bacino di approvvigionamento del combustibile.

La Energiewende, la svolta della Germania verso l’utilizzo massiccio di fonti energetiche rinnovabili sembrerebbe una storia di successo. Il Paese si è dedicato “anima e corpo” ad una transizione epocale, e tutti (o quasi) lo additano ad esempio mentre si dirige a grandi passi verso magnifiche sorti energetiche.

A seguito dell’incidente di Fukushima, i passi fatti sono divenuti quelli di un gigante: le fonti rinnovabili sono in piena espansione; tutto d’un colpo sono state pre-pensionate 6 unità di centrali nucleari [1]. Eppure, vale ancora il vecchio proverbio, a proposito di “passi”. Vediamo perché.

Nei 5 anni trascorsi dal panico iniziale post-Fukushima un’altra centrale nucleare ha chiuso i battenti in Germania, anticipando i programmi federali e prendendo in contropiede l’intero sistema elettrico [2]. Il motivo è molto semplice. Se da una parte è vero che ormai l’energia elettrica da fonti rinnovabili rappresenta un terzo di quella consumata in Germania, dall’altra è anche vero che questo successo ha un rovescio della medaglia: il mercato elettrico tedesco è a pezzi.

E questo rovescio non solo sta avendo ripercussioni immediate e verificabili, ma ne avrà senz’altro di altre, al momento difficilmente stimabili, sia all’interno del Paese che su quelli limitrofi.

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Fig. 2      Lo sai che? Grafenrheinfeld, centrale termoelettrica nucleare, esercita dall’utility E.ON, si trova in Germania, Baviera – da giugno 2015 si è staccata dalla rete, 6 mesi prima della data pianificata con il Governo federale, per evitare di pagare la tassa sul combustibile (80 milioni di euro) necessario per completare l’ultimo periodo di funzionamento.

Mentre l’elettricità da fonte eolica e fotovoltaica è immessa nella rete tedesca a prezzi fissi ed in via prioritaria, quella proveniente dalle centrali alimentate da combustibili fossili (ed indirettamente anche quella dalle centrali nucleari) è sottoposta alla “dura” legge del mercato. E sul mercato tedesco le maglie si sono fatte assai strette negli ultimi 5 anni, tanto che oggi come oggi passa solo l’elettricità che vale circa 20 €/MWh – una bella differenza dai 60 €/MWh del 2011.

(Per i meno avvezzi a questo tipo di cifre forse vale la pena ricordare che stiamo parlando del prezzo relativo agli incassi dei produttori, e nello specifico di quelli nel campo non-FER [3]. Il costo per i consumatori tedeschi è ben altra cosa – e non trascureremo di parlarne, prossimamente.)

È dunque posta sotto minaccia l’esistenza stessa degli operatori di impianti convenzionali?

Secondo una ricerca commissionata dal Handelsblatt (quotidiano tedesco di economia e finanza) al Trend Research institute (istituto di ricerca di marketing), le centrali elettriche convenzionali e nucleari sono scese sotto la soglia critica di sottoproduzione, ed il loro utilizzo è destinato a diminuire ulteriormente nel giro di 5 anni. Quest’anno le centrali a gas, a carbone o lignite, e quelle nucleari che sono rimaste allacciate alla rete produrranno grossomodo 435 terawattora di elettricità, mentre sono state progettate e costruite per produrne almeno 521 all’anno (-17%) [4]. Entro il 2020, il divario negativo tra la capacità di generazione e la produzione effettiva è molto probabile che aumenti sino a raggiungere il 23%, un valore economicamente insostenibile.

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Fig. 3      Lo sai che? La Germania, nonostante la transizione energetica in atto, è ancora piena di centrali termoelettriche a carbone (hard coal) e lignite (brown coal), come si può vedere da una delle mappe interattive di carbonbrief.org. Fonte: screenshot dal post “Mapped: How Germany generates its electricity” del 20 settembre 2016, sul quale abbiamo riportato legenda e dati principali.

A tutto questo va aggiunto che gli sforzi della Germania per ottenere energia “più pulita” dipendono in larga misura dal supporto dei suoi vicini, e che sempre di più ne dipenderanno, al crescere dei gigawatt degli impianti FER. Quando la produzione immessa nella rete elettrica da fonte solare o eolica è alta, l’offerta può superare la domanda, costringendo i gestori tedeschi a scaricare il surplus di potenza elettrica nelle reti dei vicini. Quando la medesima produzione è tagliata dalle condizioni atmosferiche o dal semplice alternarsi del giorno e della notte, e non bastano a compensare le centrali termoelettriche tedesche, allora si “aprono le porte” all’elettricità dei vicini. In questo modo, tra back-up e dumping [5] i gestori svizzeri, francesi, olandesi, danesi, svedesi, polacchi, cechi ed austriaci compensano le intermittenze delle mega installazioni FER tedesche esercendo i propri impianti convenzionali e nucleari a livelli non economici.

Uno scenario preoccupante. Davanti al quale tuttavia qualcuno potrebbe anche giustamente obiettare con una semplice domanda: ma non è una buona notizia che i “magnati” dei combustibili fossili se la passino male?

Il problema è che pur attraversando un momento difficile, i fornitori di energia da fonti fossili in Germania occupano ancora un ruolo non solo strategico ma anche preponderante.

Per esempio, come enfatizza lo stesso Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi – Ministero Federale per l’Economia e l’Energia), il carbone continua a svolgere un ruolo fondamentale nel mix energetico tedesco. In particolare, circa il 24% della generazione di energia elettrica viene dalla lignite autoctona, un altro 18% dal carbone fossile. Con il 5% fornito dal gas e qualche altro punto percentuale dal petrolio (passeranno mai di moda i motori diesel?) si arriva quasi a coprire la metà della produzione. L’altra metà è low carbon.

Peccato per le centrali nucleari già “chiuse”: con il loro semplice contributo, il paniere elettrico tedesco sarebbe già ora molto più conforme agli obiettivi iniziali della Energiewende [6].

Ci sono inoltre alcuni aspetti particolarmente interessanti nelle dinamiche che caratterizzano oggi ed andranno a delineare nei prossimi anni i confini della parte di torta “high carbon”. Con i “prezzi del carbonio” [carbon price] UE ETS bassi e con i prezzi del carbone fossile altrettanto bassi, carbone e lignite sono più vantaggiosi del gas per la produzione di energia elettrica. E così la Germania è incentivata a dare fondo alle proprie ingenti riserve di lignite, nonostante le emissioni di CO₂ più elevate legate all’utilizzo di tale fonte. Con buona pace del “Piano di Azione per il Clima” con il quale i tedeschi si erano impegnati a porre fine all’uso del carbone ben prima del 2050 –  come ci ricorda prontamente la World Nuclear Association, che segue passo passo le vicende della Energiewende, quasi tenendole il fiato sul collo. E non crediamo sia un caso che questo obiettivo sia stato abbandonato ufficialmente lo scorso settembre, senza fornire nuovi piani per eliminare dal carico di base (baseload) della produzione elettrica la componente lignite [7].

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Fig. 4      Centrali termoelettriche a lignite ancora operative in Germania, suddivise per età, “taglia” ed operatore. Totale: 61 unità in funzione, 20,8 GW di capacità netta di generazione. Fonte: Arthur D. Little, 2015

Riteniamo inoltre che King Coal, tolto qualche acciacco, non se la passi poi così male in Germania.

Un recente studio della Arthur D. Little [8] sembra in sintonia con il nostro sentiment. Nelle loro conclusioni Matthias von Bechtolsheim e Michael Kruse fanno alcune osservazioni importanti, riassumibili così: prima delle prossime elezioni (2017) non ci saranno azioni politiche anti-lignite e/o anti-carbone, e le difficoltà di attuazione del “Piano di Azione per il Clima” (legate anche ad alcune azioni legali, potenziali o già in corso) si potrebbero risolvere in un facile compromesso che permetta al Governo di raggiungere l’obiettivo principale in vista delle elezioni, vale a dire limitare nel breve periodo l’onere dei costi della Energiewende sulle imprese e sui consumatori.

E la lignite è molto economica, più del gas, come abbiamo già detto [9]; sembrerebbe quindi in grado di resistere ancora un po’ alla sfida con le super-incentivate FER; inoltre non può essere ulteriormente “tartassata”, se non attraverso un inasprimento del carbon emission scheme da stabilirsi a livello europeo.

Gli autori dello studio sul futuro della lignite fanno notare anche un altro aspetto politico della situazione energetica tedesca, che è a dir poco interessante. L’eliminazione dell’utilizzo del carbone e della lignite è una delle ragioni d’esistere del partito dei Verdi in Germania (dopo la lotta senza quartiere all’energia nucleare, ovvio!), e tale partito potrebbe avere un ruolo determinante nello schieramento del prossimo Governo federale; ciononostante una “coal-exit” o una “lignite-exit” sono un’impresa ardua non solo per motivi puramente tecnico-scientifici, o economici, ma anche amministrativi, legali e costituzionali: in poche parole non esiste alcuna “legge sulla lignite” come invece esiste una chiara “normativa nucleare”, in base alla quale si possono “semplicemente” spegnere da un momento all’altro tutte le centrali nucleari tedesche.

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Fig. 5      Lo sai che? La lignite è radioattiva. Ovviamente questa è un’immagine photoshoppata, e non esiste alcuna “lignite trasmutante”; tuttavia non va dimenticato che la concentrazione dei radionuclidi di origine naturale rende questo materiale più radioattivo di molti altri di uso comune [10].

(continua…)

Note:

[1]       Nel marzo 2011 erano operative in Germania 17 unità dislocate in 12 centrali. Le centrali di Brunsbüttel e Krümmel, comprese nel novero, erano però disattivate dal 2007 e non sono state più riattivate (fa eccezione un breve periodo di funzionamento nel 2009 per Krümmel).

A seguito dell’incidente di Fukushima il Governo federale tedesco dichiarò una moratoria di 3 mesi nei quali eseguire test e controlli stringenti su tutte e 17 le unità utilizzabili.

A fine lavori la Reaktor-Sicherheitskommission (RSK, Reactor Safety Commission – Commissione per la Sicurezza Nucleare) riferì che tutte le unità operative delle centrali nucleari tedesche erano sicure e “in salute”. Una garanzia evidentemente inutile, dato che il 30 maggio 2011, sotto la crescente pressione degli Stati federali caratterizzati da un’opinione pubblica di orientamento anti-nucleare, il Governo ripescò il piano di phase-out della precedente amministrazione e decise di “chiudere” tutte le centrali nucleari entro il 2022, di cui 8 unità da subito (6 più Brunsbüttel e Krümmel). Bundestag e Bundesrat approvarono praticamente “senza fiatare”.

Interessante notare che a stretto giro entrambe le Camere del Parlamento tedesco approvarono anche la costruzione di nuove centrali a carbone e a gas, nonostante la pretesa di mantenere gli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas-serra. Il tutto sotto il segno della Energiewende.

Inoltre ad oggi per nessuna delle unità in shutdown permanente esiste il benché minimo progetto federale di smantellamento; sono quindi considerate dai rispettivi esercenti come “in pausa”, in attesa che siano non solo ben definiti i termini del decommissioning ma anche quelli delle battaglie legali a contorno della (triste) vicenda.

Fonte principale: http://www.world-nuclear.org/information-library/country-profiles/countries-g-n/germany.aspx

A proposito di battaglie legali: http://planetsave.com/2016/10/12/swedish-utility-vattenfall-sues-germany-closure-brunsbuttel-krummel-nuclear-power-plants/

[2]       Grafenrheinfeld, PWR Siemens, 1275 MW(e) di capacità netta, della E.ON, in shutdown permanente da giugno 2015.

[3]       FER sta per Fonti di Energia Rinnovabile. Tra le “non-FER” viene annoverato anche il nucleare, sebbene sia arcinoto (ma non ci stancheremo mai di ricordarlo) che sia anch’essa una fonte di energia elettrica low carbon, ovvero è tra quelle che, tenuto conto dell’intero ciclo di vita di un impianto (LCA, Life Cycle Assessment), immettono in atmosfera – a parità di energia elettrica prodotta – un quantitativo di gas climalteranti inferiore per due ordini di grandezza rispetto alla lignite e al carbone. In particolare, le mediane degli studi analizzati attribuisce alle centrali nucleari un valore di emissioni di CO2 equivalente di poco superiori all’eolico e all’idroelettrico, e circa un terzo inferiore al solare fotovoltaico.
Fonti:
IPCC  WG III – Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation, 2011, http://srren.ipcc-wg3.de/report/IPCC_SRREN_Full_Report.pdf

WNA Report – Comparison of Lifecycle Greenhose Gas Emissions of Various Electricity Generation Sources, 2011, http://www.world-nuclear.org/our-association/publications/online-reports/lifecycle-ghg-emissions-of-electricity-generation.aspx
[4]       Per questo nostro pezzo, ove non diversamente specificato, la fonte dei dati è “Electricity Prices in Free Fall“ di Jürgen Flauger e Franz Hubik, articolo apparso sul Handelsblatt il 23 marzo 2016.

Per avere un’idea della gravità della situazione abbiamo fatto due conti. La potenza di generazione netta delle centrali termoelettriche convenzionali e nucleari in Germania nel 2016 ammonta a circa 89 GW; per cui un obiettivo minimo di 521 TWh/anno significa mantenere un fattore di carico medio pari a circa il 67%; una previsione di 435 TWh/anno significa invece che il valore medio atteso del fattore di carico è molto più basso, ossia circa il 56%. In altre parole, se quest’ultima previsione per il 2016 dovesse essere confermata dalla produzione effettiva delle centrali, facendo un paragone con un impiegato medio che lavora circa 2000 ore all’anno, potremmo dire che sono state 5 mesi in ferie “forzate”.

[5]       Per approfondire consigliamo i grafici interattivi del Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (Fraunhofer ISE), che visualizzano nel dettaglio lo storico delle importazioni ed esportazioni di elettricità in Germania.

[6]       Il “parco nucleare” tedesco pur dimezzato continua a fornire un buon 16% dell’energia elettrica (87,07 TWh su un totale di 559,22 TWh, nel 2015), ovvero circa l’8% dell’energia primaria. Fonte: Fraunhofer ISE, 2016 e BMWi, 2015

[7]       Quantomeno non se ne parla prima del 2040, come ha dichiarato recentemente il Ministro dell’Economia, Sigmar Gabriel.

[8]       Matthias von Bechtolsheim e Michael Kruse, “The future of lignite power  – A viewpoint on the Energiewende and its impact on lignite power“, Arthur D. Little, 2015

[9]       A proposito, apprendiamo dalla divisione Platts della Standard & Poors che le esportazioni di Gazprom verso la Germania hanno registrato un +28% nel periodo 9/2015 – 9/2016.

[10]     Esistono numerosi studi che analizzano i dati, raccolti nelle cave di lignite e nelle centrali termoelettriche che usano questo combustibile naturalmente radioattivo, al fine di monitorare l’esposizione dei lavoratori e delle popolazioni residenti nelle zone limitrofe. La concentrazione dei radionuclidi, tipicamente isotopi del Radio, Torio e Potassio, varia a seconda dei casi ed è maggiore nelle ceneri sottoprodotto della combustione.

La pericolosità di questo tipo di contaminazione dell’ambiente è un argomento “da trattare con i guanti”, e che non è possibile esaurire in poche righe. Per il momento ci limitiamo a proporre una selezione di studi da consultare per chi volesse eventualmente farsi un’idea. Con una raccomandazione. Per un utile confronto, consultate queste fonti tenendo a portata di mano i valori della contaminazione radioattiva risultante dall’incidente di Fukushima:

Mara Hvistendahl, “Coal ash is more radioactive than nuclear waste”, Scientific American, Dec. 13, 2007

Hasani et al. “Naturally occurring radioactive materials (NORMs) generated from lignite-fired power plants in Kosovo”, Journal of Environmental Radioactivity 138 (2014) 156-161

N.R. Greiner, P. Wagner, “Natural radioactivity in lignites and lignite ash: Final report”, Los Alamos National Lab., NM (USA), 1987

Füsun Çam et al. “The natural radioactivity contents in feed coals from the lignite-fired power plants in Western Anatolia, Turkey”, Radiation Protection Dosimetry (2010), Vol. 142, No. 2–4, pp 300-307, doi:10.1093/rpd/ncq210

Saracevic et al. “The natural radioactivity in vicinity of the brown coal mine Tusnica – Livno, BiH”, Radioprotection, Volume 44, Number 5 (2009), http://dx.doi.org/10.1051/radiopro/20095062

Gli ambientalisti possono imparare ad amare – o semplicemente tollerare – l’energia nucleare?

Nell’assolata California a circa metà strada tra LA e San Francisco la terraferma incontra l’oceano in un susseguirsi di baie e piccoli promontori. E proprio qui tra San Luis Obispo e Morro – di fronte le onde del Pacifico, alle spalle laggiù dietro ai colli la foresta di Los Padres – ecco Diablo Canyon, piccola grande centrale nucleare. Due unità di media potenza, energia elettrica pulita, sicura ed affidabile, come si suole dire. Incidentalmente, per molti addetti ai lavori forse la più bella centrale al Mondo. Eppure non va bene. Perché?

Proponiamo ai nostri lettori la traduzione di un interessante articolo, apparso originariamente su The Conversation con il titolo di “Can environmentalists learn to love – or just tolerate – nuclear power? grazie alla penna di David K. Hecht [1]. Lo abbiamo anche corredato con alcune immagini eloquenti, raccolte per voi dalla rete, sperando che ci aiutino a capire:

Diablo Canyon continua a non piacere alla gente che piace? Oppure no…

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Fig. 1 Panorama mozzafiato a Diablo Canyon per gentile concessione della PG&E

A giugno, l’azienda pubblica Pacific Gas and Electric ha annunciato il ritiro graduale della centrale nucleare Diablo Canyon, situata al centro della costa californiana.

Se verrà rispettata l’attuale tabella di marcia, al termine dell’estate 2025 sarà la prima volta, dopo oltre sei decenni, che lo Stato americano più popoloso non disporrà di fornitori autorizzati di elettricità da fonte nucleare.

È una grande novità. Quarant’anni fa l’impianto di Diablo Canyon fu al centro di un’intensa controversia sulla sicurezza ed opportunità del nucleare. E quei dibattiti fanno parte della storia delle origini del movimento antinuclearista. L’aver fallito, non riuscendo a fermare l’entrata in funzione dell’impianto, ha istruito e galvanizzato una generazione di attivisti anti-nucleare. Da questa prospettiva, la decisione della Pacific Gas and Electric di rimpiazzare l’energia atomica con quella rinnovabile pare una vittoria ambientalista, una rivendicazione tardiva degli sforzi antinucleari degli anni ‘70.

Tuttavia, nell’epoca dei cambiamenti climatici, nessuna decisione circa la produzione di energia è semplice.

La scelta della California di abbandonare l’energia atomica si affianca ad una modesta rivalutazione di una tecnologia che un tempo era denigrata dalla maggior parte degli ambientalisti. James Hansen, lo scienziato la cui testimonianza nel 1988 dinnanzi al Congresso diede risalto e rilevanza politica al cambiamento climatico, è divenuto uno dei molti ambientalisti di spicco che sostengono l’uso pacifico dell’energia nucleare.

Il problema delle scorie, della sicurezza e della garanzia di un funzionamento senza incidenti sono opprimenti come sempre. Tuttavia il contesto è la chiave, i reali ma remoti pericoli del nucleare si potrebbero rivelare più gestibili delle più percepibili – ed accelerate – conseguenze del riscaldamento del nostro Pianeta.

Oggi l’impianto di Diablo potrebbe aprire un secondo frangente della storia nucleare americana, nel quale gli ambientalisti dovranno abbracciare – o anche solo accettare – la medesima tecnologia che ha contribuito ad instillare in loro il sospetto verso un eccessivo affidamento a soluzioni tecniche in risposta alle sfide politiche e sociali dell’approvvigionamento energetico.

Sogni atomici

Per decenni, prima che diventasse un obiettivo degli attivisti, quella nucleare era celebrata come scienza rivoluzionaria. Sin dal primo decennio del 20° secolo i giornali e periodici riportavano le scoperte di Ernest Rutherford, Marie Curie e altri pionieri nucleari. La prospettiva di trasmutare la materia – di trasformare un elemento in un altro – era stato un sogno degli alchimisti medievali, ed i giornalisti così come i loro lettori ben presto si appassionarono alla nuova scienza.

Spesso è stata proclamata come “qualcosa di nuovo nell’universo”, un simbolo della grande capacità umana di controllare la natura. Inoltre, il solo fatto di poter rilasciare l’energia immagazzinata fissionando o fondendo gli atomi ha rapidamente fatto crescere utopiche fantasie tecnologiche, nelle quali innovazioni come “trattamenti medici con infusioni di Radio” e “motonavi alimentate ad Uranio” avrebbero cambiato il Mondo.

Una generazione più tardi, il successo del Progetto Manhattan ha reso tali speculazioni plausibili.

I media nel Dopoguerra erano galvanizzati dalle prospettive dei miracoli atomici: macchine elettriche, energia a basso costo, controllo climatico e cura per il cancro. Nel 1953, il presidente Eisenhower diede il via ufficiale a qualcuno di questi progetti con l’iniziativa “Atomi per la Pace”, ed il suo secondo mandato era appena iniziato quando la centrale nucleare di Shippingport (Pennsylvania) iniziò a fornire energia elettrica da fonte nucleare.

Nuovi impianti presto diventarono operativi. Alla fine degli anni ‘70 erano più di 150 quelli autorizzati. Se, nella metà del secolo, le armi atomiche riempirono le teste degli americani di pensieri sulla Fine del Mondo, l’energia elettrica da fonte nucleare fece l’opposto: era il sogno di un futuro a trazione tecnologica, dove il nucleare avrebbe aiutato ad estendere la prosperità del Dopoguerra per sempre.

Eisenhower iniziò a percorrere questa strada nel 1953, quando annunciando “Atomi per la Pace” disse: ‹‹Gli esperti dovrebbero mobilitarsi per applicare l’utilizzo dell’energia atomica ai bisogni dell’agricoltura, della medicina e di altre attività pacifiche. Un’iniziativa lodevole sarebbe quella di fornire abbondante energia elettrica nelle aree energeticamente povere del mondo.››

Emergono problemi

La vitalità dei sogni dipende non solo da ciò che viene affermato esplicitamente, ma anche da ciò che rimane non detto. In questo caso, la tessera mancante era la consapevolezza ambientale. Lo è stata fino alla proliferazione dei test della bomba all’idrogeno negli anni ‘50, quando i costi reali del nucleare, in termini di salute ed ambiente, iniziarono ad essere scoperti; sarà necessario un altro decennio o più perché le preoccupazioni circa la produzione elettrica diventino paragonabili a quelle dello sviluppo bellico.

Diablo Canyon ne è un esempio calzante. I dirigenti del Sierra Club [2] strinsero una partnership con la Pacific Gas and Electric per la scelta del sito nel 1965, con l’obiettivo di risparmiare un’altra area selvatica più importante. Non erano particolarmente preoccupati dal tipo di centrale proposta. I loro dubbi erano semplicemente correlati ad una gestione intelligente delle risorse naturali, e la centrale di Diablo sollevò questioni sul giusto bilancio tra protezione ambientale e sviluppo industriale.

Anche allora potevano esserci paure di un meltdown nucleare [3] o di incidenti simili, tuttavia non furono così pronunciate come lo diverranno nel decennio successivo.

La cooperazione tra industria ed ambientalisti ha iniziato a deteriorarsi sul finire del 1960. In California, alcuni network ambientalisti iniziarono a prendere di mira l’impianto, e si formarono nuove organizzazioni che alla conciliazione ed alla negoziazione preferivano la resistenza. David Brower, l’amministratore delegato del Sierra Club, condusse una battaglia ben pubblicizzata contro il suo stesso consiglio d’amministrazione, finendo col dimettersi per fondare il gruppo più radicale Friends of the Earth.

Il cambiamento del clima politico all’interno del Paese giocò un ruolo nella vicenda. Brower ed altri attivisti manifestarono tutto lo scetticismo, tipico dell’epoca della Guerra del Vietnam, grazie al quale gli interessi dell’industria e delle persone appaiono intrinsecamente in conflitto. Semplicemente non si poteva credere al rispetto degli standard di sicurezza da parte delle grandi imprese, alla loro considerazione della salute umana o ambientale a scapito del profitto.

Inoltre, il movimento ambientalista nella sua evoluzione fu portato a guardare al nucleare da una posizione differente, rispetto a quella di tipo conservazionista, che era stata dei predecessori. Infatti, a partire dagli anni ‘70, gli ambientalisti non cercarono solamente di decidere il ritmo della modernizzazione, ma addirittura di metterne in discussione completamente le premesse. Best seller come “Silent Spring” (1962) [4] e “The Population Bomb” (1968) [5] spronarono i lettori a chiedersi se una crescita sfrenata fosse desiderabile o meno, o perfino possibile. Grandi disastri, come la perdita di petrolio a Santa Barbara nel 1969 [6], richiamarono l’attenzione sulla fragilità dell’ambiente naturale, ed allo stesso tempo sulla possibilità inquietante che gli incidenti fossero inevitabili, piuttosto che anomali.

L’energia atomica stava già diventando sospetta, in quanto associata alle vicende della Guerra Fredda, e ad uno spaventoso potenziale di contaminazione radioattiva – che lo storico della scienza Spencer Weart ha identificato quale probabile elemento maggiormente distintivo della paura nucleare. Ma è a partire dagli anni settanta che, nonostante i collassi energetici di allora [7], il nucleare divenne per gli ambientalisti quello che i combustibili fossili sono oggi: un simbolo delle scelte sbagliate dei decenni passati, un’opportunità per ripensare l’intero panorama energetico.

Gran parte di tutto questo era vero già prima del famigerato incidente di Three Miles Island del 1979 [8]. La Nuclear Regulatory Commission direbbe che in definitiva gli effetti sulla salute furono minimi – certamente nulla di paragonabile a ciò che gli ambientalisti temettero potesse accadere. Tuttavia, le conseguenze psicologiche furono rilevanti, sia a causa dei giorni di incertezza che seguirono l’incidente sia grazie all’inquietante somiglianza tra gli eventi realmente accaduti ed un film uscito da poco nelle sale, “The China Syndrome” [9], che descriveva un caso di insabbiamento concernente i rischi per la sicurezza di una centrale nucleare. Pochi anni dopo, queste paure saranno ulteriormente amplificate dalla facile associazione con l’attivismo anti-proliferazione delle armi atomiche, all’inizio degli anni ‘80.

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Fig. 2 Veduta area di Diablo Canyon. Al centro della piccola baia si spalanca la via d’uscita del circuito di raffreddamento della centrale. L’acqua immessa in mare non è mai venuta a contatto con la radioattività del circuito primario. Comunque questo tipo di sistema, a Diablo Canyon come in ogni altro impianto simile, è di norma monitorato con cura, ed ogni impatto deve essere valutato accuratamente, sin dalle fasi iniziali di progettazione. Naturalmente queste rassicurazioni lasciano il tempo che trovano nei pensieri di alcuni “stakeholder”. Si veda Fig. 3 per ulteriori dettagli.

 

Ammorbidire le posizioni?

“La storia dell’umanità,” scrisse H.G. Wells nel 1914, “è la storia della conquista di fonti esterne di energia.” Nell’epoca della consapevolezza ambientale, essa è diventata anche la cronaca dei tentativi degli esseri umani di arrivare a patti con le conseguenze di questo sforzo. Un tempo, gli attivisti anti-nucleare – a Diablo e ovunque – erano abbastanza consci di questo, credendo che la capacità produttiva non potesse essere più importante dei rischi per la natura e la salute umana.

Recentemente, invece, alcuni ambientalisti si sono appassionati al nucleare. Stewart Brand, il cui “Whole Earth Catalog” [10], lanciato per la prima volta nel 1968, fece di lui un’icona del movimento ecologista, è uno tra i più noti. “Sono così pro-nucleare adesso,” ha detto alla NPR [11] nel 2010, “che sarei favorevole ad esso perfino se il cambiamento climatico ed i gas serra non fossero un problema”.

L’entusiasmo di Brand lo rende uno “fuori dal coro”, perfino tra gli ecologisti che hanno ammorbidito le loro posizioni. Ciò che pare essere cambiato in loro non è la valutazione dei rischi del nucleare, quanto una consapevolezza che la crisi ambientale è addirittura peggiore di quanto avessero pensato negli anni settanta, in particolare la minaccia del cambiamento climatico a seguito dell’accumulo di gas serra nell’atmosfera.

Ciò che questi sostenitori più moderati hanno in comune – sia con Brand che con i loro compagni ecologisti ancora scettici – è il riconoscimento del fatto che le questioni energetiche non sono meri tecnicismi. Esse rispecchiano come le persone vorrebbero organizzare la loro società e la loro economia. Queste sono domande che gli attivisti anti-nucleare si posero e posero, tra gli altri, per tutti gli anni ‘70.

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Fig. 3 Megattere, gabbiani, pellicani, sterne e leoni marini protestano vibratamente a largo di Diablo Canyon per gli impatti sul loro stile di vita causati dalle attività della centrale nucleare. O forse no…

Potrebbe essere che incrementare la dipendenza dall’energia atomica dovrà far parte della “cassetta degli attrezzi” di cui necessitiamo per sopravvivere al cambiamento climatico.

Comunque, questa scelta porterà con sé dei rischi – non solo quelli di un meltdown, ma anche quello che vengano evitate quelle domande difficili che gli attivisti all’epoca di Diablo provarono a fare: possiamo alimentare la nostra società senza ricorrere alla tecnologia su scala industriale con rischi significativi? Potrebbe non essere possibile – o auspicabile – vivere dei compromessi che il nostro appetito per l’energia ci richiede.

Note del traduttore

[1] Professore associato di storia presso il Bowdoin College di Brunswick, Main, USA.

[2] È un’associazione ambientalista.

[3] Fusione del nocciolo di un reattore nucleare con eventuale fuoriuscita di materiale radioattivo. Il termine è usato in modo informale per indicare il collasso sia parziale che completo del reattore. Core melt accident e partial core melt sono i termini tecnici preferiti sia dall’Agenzia Internazionale per l’Energia Atomica che dalla Nuclear Regolatory Commission degli Stati Uniti.

[4] In italiano, “Primavera Silenziosa”, di Rachel Carson.

[5] Di Paul R. Ehrlich.

[6] Nel canale Santa Barbara a partire dal 28 gennaio 1969 fuoriuscirono 13-16.000 m3 di petrolio. È stata la più grande perdita di petrolio della storia in acque americane.

[7] In quel periodo molti Paesi industrializzati si trovarono a corto di petrolio a causa di problemi in Medioriente.

[8] Incidente con fusione del nocciolo parziale avvenuto nella omonima centrale nucleare in Pennsylvania. È stato il più grave incidente del nucleare civile americano, classificato a livello 5 della scala INES.

[9] La Sindrome Cinese (China Syndrome) è un ipotetico (più che altro frutto di ragionamenti iperbolici) incidente nucleare, caratterizzato dal meltdown catastrofico del reattore: il combustibile nucleare, fuso con altre parti del nocciolo, “buca” il contenimento e cola verso il centro della Terra, sbucando dalla parte opposta del globo terracqueo, che in America è colloquialmente individuata con la Cina.

Da tale ipotesi fantasiosa prende spunto il film. Per ulteriori dettagli proponiamo la lettura o rilettura di un nostro “vecchio” post, pubblicato in “due tempi”, dove trattammo l’argomento non senza una certa dose di ironia:

https://nucleareeragione.org/2014/10/27/sindrome-cinese-2-la-cura/

https://nucleareeragione.org/2014/11/13/sindrome-cinese-2-la-cura-secondo-tempo/

[10] Era una pubblicazione a basso costo che conteneva un elenco dei migliori attrezzi al mondo con immagini, analisi ed usi. In ogni edizione il catalogo esaminava centinaia di prodotti.

[11] National Public Radio.

Appendice tecnica

Diablo Canyon è una centrale nucleare di proprietà della PG&E Corporation, si trova in California, ad Avila Beach, ed occupa grossomodo 360 ettari. È operativa dal 1985 con l’unità 1 e dal 1986 con la 2 (esercizio commerciale). Entrambe le unità sono del tipo PWR (Pressurized Water Reator), vale a dire sono caratterizzate dal fatto che nel circuito primario il fluido termovettore e moderatore è acqua leggera (H2O) pressurizzata. Negli anni sono state effettuate diverse opere di miglioramento dei sistemi che compongono i tre circuiti di ciascuna unità, primario, secondario e di raffreddamneto. Grazie all’uprating, nell’unità 1 la capacità netta è passata da 1073 MWe a 1138 MWe, nella 2 da 1079 MWe a 1118 MWe.

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Fig. 4 Grafico della produzione netta annuale – elaborazione CNeR su dati PRIS. In 30 anni, Diablo Canyon ha fornito alla rete elettrica californiana più di 500 terawattora, dimostrando di non sentire la “vecchiaia”: negli ultimi 6 anni le prestazioni sono state eccellenti.

Da quando è stata connessa alla rete elettrica, l’11 novembre 1984, fino al 31 dicembre 2015, Diablo Canyon 1 ha fornito qualcosa come 254 TWh, Diablo Canyon 2, dal 20 ottobre 1985, circa 251 TWh. In questo arco temporale il fattore di disponibilità delle due unità risulta essere pari a 87,3 % e 89,3 % rispettivamente, il fattore di capacità è invece pari a 86,3% e 87,4%.

Questi dati ci permettono di calcolare la densità di potenza areale della centrale, ossia la potenza elettrica che la centrale rende disponibile in media 24 ore su 24, 365 giorni all’anno per ogni metro quadro di suolo che occupa con le sue strutture. Tenuto conto di una capacità netta complessiva pari a 2256 MWe e di un valore medio del fattore di capacità pari a 87%, si hanno grossomodo 545 W/m2. 68 volte il valore che si può calcolare per Ivanpah, mega centrale elettrica a concentrazione solare, posta al confine tra California e Nevada, nella contea di San Bernardino. (A proposito, ne abbiamo già parlato qualche settimana fa…)

È possibile fare qualche altro conto.

Avendo fornito alla rete elettrica grossomodo 504 TWh in circa 30 anni, Diablo Canyon ha fatto “risparmiare” circa 497 milioni di tonnellate di CO2 equivalente, rispetto ad una centrale a carbone di dimensioni analoghe. (Basando i calcoli sul metodo LCA e sui dati IPCC – valori mediani di tutti gli studi, si hanno 16 gCO2eq/kWh da fonte nucleare, mentre per il carbone 1001 gCO2eq/kWh; da cui un risparmio di 985 gCO2eq/kWh.) Per confronto si veda il valore delle emissioni italiane (dati ISPRA) per l’anno 2013: 437 mln tCO2eq.

Infine, l’anno scorso Diablo Canyon ha fornito 18,5 TWh di elettricità; se si fosse trovata in Italia avrebbe coperto circa il 6% dei Consumi Interni Lordi (vedi dati GSE sui consumi elettrici), una percentuale di poco inferiore a quella ottenuta con l’intero parco fotovoltaico italiano (7%) e superiore a quella dell’eolico (5%).

Per verificare i dati tecnici di Diablo Canyon potete consultare il Power Reactor Information System della AIEA ai seguenti indirizzi internet:

https://www.iaea.org/PRIS/CountryStatistics/ReactorDetails.aspx?current=628

https://www.iaea.org/PRIS/CountryStatistics/ReactorDetails.aspx?current=660

 

“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