I dati in figura 3 indicano delle differenze sostanziali fra la generazione elettrica tedesca e quella francese:

- L’effetto del gran numero di impianti fotovoltaici in Germania è messo in evidenza dall’andamento nella parte centrale, la “depressione” centrata attorno alle ore 12-13: è il picco di generazione del fotovoltaico, che generando molto di più in Germania d’estate rispetto all’inverno è centrato attorno alle 13 (ora legale).

- L’ampiezza dei valori, sull’asse verticale, di ogni ora è molto grande, dell’ordine di 500-600 gCO₂/kWh; questo è dovuto al fatto che per un sistema elettrico basato su rinnovabili intermittenti ci sono sempre molti giorni durante l’anno, e in tutte le ore del giorno in maniera praticamente uguale, durante le quali le REN intermittenti generano molto poco, anche su scala nazionale, e quindi devono essere sostituite da fonti con emissioni più alte, spesso molto più alte come la lignite (attorno a 1000-1100 gCO₂/kWh).

- Nel caso francese, invece, la distribuzione è piatta: pochissima differenza fra le 24 ore, e intervallo totale (asse verticale) di solo circa 125-150 gCO₂/kWh: questo è l’effetto della presenza di una alta penetrazione del nucleare, che non emette CO₂ alla produzione (la poca CO₂ del ciclo totale, sono meno di 5 gCO₂/kWh, è dovuta quasi interamente alla fase di estrazione e trasporto del combustibile nucleare).

Nei primi giorni del 2024, le varie agenzie nazionali in EU hanno reso noti i valori di generazione elettrica e consumo delle varie fonti nel 2023: ha fatto eco, soprattutto sui media pro-REN (che spesso o quasi sempre sono anche arroccati su posizioni antinucleari) il fatto che la Germania abbia generato la maggioranza della sua elettricità con le rinnovabili. Secondo alcuni esponenti ambientalisti italiani, questo sarebbe la prova che il metodo tedesco funziona, ed è solo questione di tempo e di ostinata continuazione della politica di installazione massiccia di REN intermittenti prima che le emissioni scendano a zero, o vicino ad esso. In realtà, una analisi più accurata e scevra di bias ideologici mostra come la Germania sia arrivata a questa situazione per tutta una serie di concause, molte delle quali sono sicuramente non positive per il paese. Mi riferisco al fatto che la percentuale di generazione REN è salita al primo posto principalmente perchè c’è stato un crollo della domanda. Tale crollo ha parecchie ragioni:

- diminuzione della domanda elettrica causa temperature medie più alte;

- diminuzione della domanda causata da altissimi costi elettrici in bolletta;

- passaggio dal ruolo di esportatore netto di elettricità a quello di importatore netto;

- diminuzione dell’attività industriale e relativa domanda elettrica.

La figura 4 riporta i dati riussuntivi per Germania e Francia: si vede che la quota «rinnovabile» in Germania è molto più alta di quella in Francia. Questo è stato sottolineato da tutti i media pro-REN, e persino da qualche agenzia nazionale. Ricordo al lettore che la Francia, due anni fa, è stata sanzionata di una multa di 500 milioni di euro perchè non aveva generato almeno il 20% della sua elettricità da fonti rinnovabili, si era fermata al 19,5%. Assurdo.

Fig.4: Bilancio complessivo di generazione e consumo elettrico in Germania (sinistra) e Francia (destra). Il primo dato riportato dentro la ciambella è la generazione, il secondo il consumo¹

Di primo acchito, quindi, il primo della classe è la Germania, la Francia è distante, solo meno della metà di «rinnovabile» rispetto alla Germania¹

In realtà, se si tiene conto che la transizione energetica del continente ha come scopo di azzerare le emissioni di gas a effetto serra entro il 2050, il famoso «NetZero», le cose stanno in maniera molto diversa! Alla quota «rinnovabili» bisogna aggiungere anche la quota nucleare, perchè il nucleare ha zero emissioni alla produzione. Se lo si fa, si vede subito, sommando le percentuali degli spicchi giallo e rosso, che la Francia ha il 93,5% di generazione elettrica CO₂-free, mentre la Germania è solo al 61,2%. Per capire l’enorme differenza fra le emissioni della Germania e della Francia, la figura 3, bisogna guardare altri dati, qui riportati in figura 5.

Fig.5: Bilancio complessivo con distinta fra le varie fonti elettriche, Germania a sinistra e Francia a destra¹

A prima vista, da figura 4, il rapporto fra quota di generazione da fossili, lo spicchio grigio, è 6 a 1 per Germania - Francia. Quindi le emissioni di CO₂ dovrebbero essere proporzionali a questo rapporto. In realtà, la figura 3 e il testo seguente ci dicono che tale rapporto è maggiore: 396 / 52,3 = 7,6. La differenza è data dal fatto che, come si vede in figura 5, la categoria “fossili” è, nel caso della Francia, gas naturale nella quasi totalità, mentre in Germania la fonte fossile maggiore è la lignite, seguita dal gas naturale e con una quota importante di carbone. Il mix lignite-carbone alza di molto le emissioni medie della quota fossili.

Quindi, la Germania, se vuole abbassare le sue emissioni elettriche, dovrà abbandonare lignite, carbone (e gas). Questa è una cosa che diversi governi tedeschi hanno promesso di fare, da ben più di un decennio, ma fra il dire e il fare c’è di mezzo il mare e, quindi, non l’hanno ancora fatto. Secondo questo autore, non lo faranno neppure nei tempi previsti dal governo oggi in carica, cioè entro il 2030. Non c’è modo di sostituire i 113,55 TWh da lignite e carbone con sole REN intermittenti, proprio a causa della loro intermittenza. La Germania non ha possibilità di stoccaggio di elettricità da surplus di REN dell’ordine di grandezza richiesto.

Occasionalmente sui media vengono proposti, di solito con titoli molto espliciti e di ridondante eccitazione, i risultati di articoli scientifici che proverebbero tramite modelli al calcolatore la possibilità di generare tutta l’elettricità, quando non addirittura tutta l’energia, da sole rinnovabili. C’è anche un numero di studi nettamente inferiore che provano il contrario, ma non è il numero di studi che determina la bontà delle loro previsioni.

Personalmente, propendo a credere di più ai dati che ai modelli ⁵. Finche non verrà data prova con dati di paesi sufficientemente grandi e industrializzati che sia effettivamente possibile ridurre a zero o quasi le emissioni, io preferirò restare nella mia convinzione che non sia possibile. L’onere della prova ricade su chi dice che sia possibile, ovviamente, non il contrario!

L’altra figura che bisogna tenere in considerazione è la seguente, che mostra i dati di export e import dei due paesi:

Fig.6: Diagrammi di scambio interfrontaliero di energia elettrica della Germania per il 2022 (sinistra) e 2023 (destra). Elaborazione dell’autore su dati di ref.¹

La figura 6 indica chiaramente un profondo cambiamento dell’import ed export della Germania, che da un netto di 76,1-49,3=26,8 TWh di export nel 2022 è passata a 69,3-57,6=11,7 TWh di import nel 2023. Nel 2022, la Germania aveva esportato verso la Francia un netto di 20,5-5,2=15,3 TWh, mentre nel 2023 è passata a importare dalla Francia un netto di 12,4-12=0,4 TWh. Questo significa che la Germania ha abbassato notevolemente le sue emissioni di CO₂ nel 2023, generando meno elettricità con le sue centrali a carbone e lignite e preferendo, o dovendo, importare dai paesi confinanti. L’aumento da REN intermittenti si limita a 17,3 TWh da eolico. Il fotovoltaico ha immesso in rete nel 2023 tanto quanto nel 2022, nonostante 14 GWp di nuove installazioni, a causa di un irraggiamento solare mediamente inferiore e dell’installazione di circa mezzo milione di batterie domestiche che hanno evitato la necessità di immettere in rete l’energia da loro accumulata.

La figura 7 riassume la generazione elettrica della Germania per il 2022 e il 2023.

Fig.7: Generazione elettrica delle varie fonti per la Germania, nel 2022 a sinistra e nel 2023 a destra ¹

La differenza di 19,1 TWh in meno consumati nel 2023 rispetto al 2022 potrebbe a prima vista essere attribuita ai sopracitati 17,3 TWh in più dell’eolico ma, in realtà, tutto ciò è stato possibile solo perchè c’è stato un ampio passaggio dall’export netto all’import netto, vedasi la grossissima differenza - mai successo prima - fra la generazione 2023 e quella 2022: 491,8-436.8=55 TWh in meno; 55 TWh sono un mese e mezzo di generazione elettrica media tedesca nel 2023! Enorme.

A prova di ciò, la figura 8 mostra come l’import (area in viola) cresca enormemente quando c’è poco vento, mese di ottobre 2023, rispetto al poco export netto, area in grigio a valori negativi sulla scala verticale quando c’è più vento o durante i weekend. L’import netto del mese è stato di 1,455 TWh, pari al 44,3% di quanto immesso in rete dai circa 80 GWp di fotovoltaico tedesco. Da notare che questo è l’import netto, cioè l’import meno l’export, e che quindi l’import reale nei momenti di scarso vento e assenza di sole (le circa 14 ore di notte del mese di ottobre in Germania) è ben maggiore, e non potrebbe essere bilanciato da nessuna quantità di fotovoltaico, che nei piani energetici del governo tedesco attuale dovrebbe essere la fonte principale in termini di potenza installata. Tutto questo senza contare il carico residuo medio durante la notte, dell’ordine di 40 GW durante 14 ore, cioè 560 GWh di energia. Al costo attuale di circa $300/kWh per le batterie ⁶ (media 2025-2050, fig. ES-2), il costo capitale per stoccare tale quantità di energia sarebbe di 168 miliardi di dollari US.

Fig.8: Generazione elettrica in Germania, ottobre 2023: la linea nera mostra il carico residuo, cioè la parte della domanda elettrica che non è soddisfatta da rinnovabili (le altre fonti e la curva di carico non sono visualizzate per chiarezza) ¹

La (mia) conclusione è che lo stoccaggio con batterie di eventuale surplus di rinnovabili intermittenti non sia un’opzione per sostituire la generazione fossile e l’import istantaneo, soprattutto durante le lunghe notti invernali. Lo stoccaggio in altre forme, per esempio l’idrogeno, H₂ “verde”, richiederà importanti progressi nel design e fabbricazione degli elettrolizzatori e, comunque, generazione di circa 2-2,5 volte più energia in surplus iniziale rispetto a quella finale per tener conto del circa 50-60% di perdite di conversione, stoccaggio, trasporto e riconversione in elettricità dell’H₂ verde di partenza. Tutti passaggi ipotetici per il momento, solo sulla carta ⁷, sui quali l’UE sta investendo somme colossali che a mio parere sono ingiustificate visto il reale stato dell’arte delle tecnologie necessarie per l’implementazione di tale forma di stoccaggio d’energia.

La Germania non può sperare di coprire un ulteriore calo di generazione dell’ordine di 55 TWh l’anno prossimo: semplicemente non ci sarà import sufficiente per farlo. Il piano del governo tedesco attuale è di installare, nel 2024, dell’ordine di 15 GWp di fotovoltaico e 10 GW di eolico onshore. Con la producibilità del fotovoltaico in Germania attorno al 10-11%, e dell’eolico a terra attorno al 25%, tali quantità di nuove installazioni potranno generare rispettivamente 14,5 TWh e 21.9 TWh, quindi, un totale teorico di circa ~36 TWh supplementari (ma le fluttuazioni inter-annuali dovute alla variabilità meteo sono a volte molto grandi, ed e’ quindi difficile essere precisi).

Questo senza tener conto di eventuali difficoltà di integrazione delle rinnovabili intermittenti, specialmente nei giorni di bassa domanda e alta generazione intermittente, che obbliga a rinunciare a parte della generazione per mancanza di domanda. I paesi vicini, alcuni di loro pure nelle stesse condizioni di alta generazione intermittente e bassa domanda, avranno le stesse difficoltà; quindi, difficilmente potranno assorbire, tramite import dalla Germania, il surplus della Germania stessa. Questo effetto di «saturazione», per così dire, è stato già predetto anni fa, ed è ancor più evidente in mercati elettrici che sono più avanti rispetto alla Germania per quel che riguarda l’aumento massiccio delle rinnovabili intermittenti. Viene in mente la California, che infatti ha sempre più difficoltà a integrare la sua fonte intermittente preponderante, il fotovoltaico. Il caso della California (e del Texas) meriterebbe un articolo a parte.

Una cosa importante da tenere in conto quando si parla di generazione elettrica in Germania è che quel paese ha una generazione da idroelettrico e, soprattutto, stoccaggio idroelettrico che è piccola rispetto a quella della Francia. Uno studio del Joint Research Center dell’Unione Europea di qualche anno fa sul potenziale di stoccaggio idro dei vari paesi Europei (inclusa la Turchia) dava i dati seguenti: potenziale Francia 4 TWh, Germania 0,8 TWh, cioè ben 5 volte meno ⁸.

Costi elettrici

Per quel che riguarda i costi elettrici in bolletta, si può dire immediatamente che sono inferiori in Francia rispetto a quelli della Germania. La ragione, di nuovo, è che il 65-78% (a seconda degli anni) della generazione elettrica francese è di origine nucleare, e il loro nucleare genera a costi dell’ordine dei 42 Euro/MWh, mentre in Germania la quota del 44% di elettricità da fotovoltaico ed eolico nel 2023 è fortemente incentivata prima della vendita sul mercato elettrico. Ricordiamo che le bollette dei cittadini tedeschi coprono la bellezza di quasi 33 miliardi di Euro/anno, nel 2023, per incentivare tutte le loro rinnovabili. La figura 9 mostra il profilo di incentivazione negli anni, figura copiata dal sito di Agora Energiewende.

Fig.9: Pagamenti annuali in miliardi di euro ai proprietari degli impianti. Fonte citata in figura.

Questa curva dei pagamenti è stata rispettata per molti anni dai vari governi tedeschi, finchè l’attuale governo, nel 2022 se non ricordo male, ha «internalizzato» questi pagamenti, spostandoli dalle bollette alla fiscalità generale. Cambia il metodo di pagamento, ma le cifre rimangono uguali, e quindi anche l’impatto sull’economia tedesca⁹.

Se si calcola l’integrale di questa curva, cioè la somma dei pagamenti ogni anno, si ottiene l’ingentissima cifra di 624 miliardi, in 26 anni. Notare che la curva non parte da zero, ci sono stati elevati pagamenti simili prima del 2010, e a giudicare dalla figura continueranno dopo il 2035.

Anche tralasciando il pre 2010 e il post 2035, i 624 miliardi in 26 anni fanno 24 miliardi di euro/anno di media. Nelle discussioni fra i supporter del modello tedesco e quelli favorevoli al modello francese, viene spesso sollevata l’obiezione, da parte dei primi, degli alti costi del nucleare, per esempio il costo dei depositi finali per le scorie a lunga vita e alta intensità. Nel caso del deposito proposto per le scorie francesi, a Bure nella regione dello Champagne, si parla di 25 miliardi di euro da spendere in più di 100 anni, inclusa la costruzione dei tunnel, l’operazione, e la fase finale. Qui vediamo che cifre simili sono già state spese da un decennio e mezzo ogni anno dai tedeschi in bolletta.

Si capisce quindi che le obiezioni al nucleare basate sul refrain «costa troppo» sono semplicemente delle aberrazioni logiche che negano i dati disponibili: a fronte di calo dei costi capitale delle rinnovabili intermittenti, in particolare il fotovoltaico, il costo dell’incentivo al MWh da esse generato è rimasto molto alto. Le ultime aste, che hanno sostituito gli incentivi diretti a prezzo del kWh fisso, sono finite quasi tutte con quote di energia sottoscritte da fotovoltaico, con l’eolico spesso quasi assente dalle quote assegnate: non riesce a competere con il fotovoltaico a basso costo made in China all’80%. Il costo medio del MWh di tali aste è attorno agli 800-100 euro ¹⁰.

È quindi facile capire perchè le bollette dei francesi siano sempre più basse di quelle dei tedeschi: il nucleare francese genera più delle rinnovabili tedesche ed il suo MWh medio costa molto meno di quello tedesco. Tutte le altre considerazioni che a volte si leggono contro il nucleare e i suoi costi cadono quindi miseramente quando si ragiona guardando i dati disponibili piuttosto che basarsi su modelli validi per il futuro, se mai si dimostreranno validi.

La figura 10 da un’idea di quanto poco efficace il mix fotovoltaico ed eolico tedesco, anche presi assieme: si legge spesso sui media pro-REN intermittenti che «quando non c’è vento c’è sole», ipotizzando una complementarità fra le due fonti. È vero che l’eolico genera più nei mesi freddi e meno in quelli caldi e più di notte, cioè l’opposto di quanto faccia il fotovoltaico, però questo è vero solo come trend annuale. Il diavolo sta nei dettagli, ed in questo caso è proprio così: nei dettagli temporali, cioè quando si vada ad analizzare la generazione ora per ora, o ancora meglio con passo temporale sub-orario. La rete elettrica deve essere bilanciata su scale dei tempi piccolissime, frazioni di secondo, altrimenti si possono verificare gravi instabilità.

Fig.10: generazione ogni 15’ di eolico (somma on e off-shore) vs fotovoltaico. Si vede che la potenza massima complessiva generata è stata di circa 58 GW, pur con una potenza totale installata di circa 142 GW (media annuale). Elaborazione autore su dati da ref.1. 

Per avere un’idea di quanto spesso sia generato un certo valore di potenza complessiva (eolico più fotovoltaico), bisogna però guardare l’istogramma delle frequenze, figura 11.

Fig.11: Istogramma della generazione combinata da eolico+fotovoltaico, in numero di intervalli di 15’ durante i quali una certa potenza è generata. Elaborazione autore su dati da ref.1.

Per confronto, la figura 12 mostra l’istogramma (su base oraria, non 15’), della generazione nucleare francese, nel 2015. Il 2015 è scelto perchè è stato l’anno di picco della generazione elettrica nucleare francese, con 418 TWh, e tutti i 58 reattori storici in funzione. La struttura dell’istogramma è completamente diversa rispetto a quella della figura 11, e dimostra che il nucleare francese non scende praticamente mai sotto ai 35 GW.

Fig.12: Istogramma della generazione nucleare francese nel 2015, in numero di intervalli di un’ora durante i quali una certa potenza è generata. Elaborazione autore su dati da ref.1.

Fig.13: Confronto della generazione da eolico+fotovoltaico in Germania nel 2023 con la generazione nucleare in Francia nel 2015. Le due distribuzioni sono completamente diverse. Elaborazione autore su dati da ref.1.

Dalla figura 13 si vede immediatamente che la nuvola di punti del nucleare francese ha una struttura, la generazione nucleare segue il carico, allo scendere di quest’ultimo lei scende e viceversa sale quando il carico sale: questa è una conseguenza della dispacciabilità della fonte nucleare, che può essere regolata a piacimento. Al contrario, la nuvola di punti della somma dell’eolico e del fotovoltaico in Germania è molto più ampia e non indica alcuna correlazione chiara con il carico: questa è una conseguenza dell’aleatorietà e intermittenza di eolico e fotovoltaico. Si nota, inoltre, come anche sommando assieme ingenti quantità di eolico e fotovoltaico, ben 150 GW a fine 2023, ci siano ancora moltissimi punti che cadono vicinissimi all’asse orizzontale, cioè che rappresentano potenze effettive molto basse. È qui che lo stoccaggio di eventuale surplus dovrebbe intervenire (idroelettrico, batterie, idrogeno verde, etc…), mentre ora il bilanciamento è fatto principalmente aumentando la generazione da combustibili fossili, e lo sarà per lungo tempo vista la difficoltà o impossibilità attuale di implementare stoccaggio su larga scala: i costi e la tecnologia necessari non ci sono ancora!

Costi elettrici in bolletta

Anche sul fronte dei costi in bolletta, che alla fine sono quello che conta, il confronto fra la generazione elettrica francese e quella tedesca è piuttosto impietoso: in Germania cittadini e imprese pagano da ormai ben più di dieci anni molto più che in Francia. La figura 14 riassume bene la cosa, periodo 2010-2020 per la Germania e 2010-2022 per la Francia.

Fig.14: Confronto fra i costi elettrici in bolletta in Germania e in Francia, su scala semestrale (fonte: Statista).

Esternalità, costi sociali e sanitari

Anche qui, la situazione è completamente diversa in Francia rispetto alla Germania. L’Atomausstieg, “uscita dall’atomo”, iniziata da Schroeder e continuata durante i ripetuti cancellierati di Angela Merkel ha implicato la preferenza dei governi tedeschi verso l’utilizzo continuato della lignite e del carbone, con ulteriore ampliamento della possibilità di importare gas naturale tramite i gasdotti dalla Russia, oggi tanto criticati. Lungi da me voler fare qui una qualsiasi analisi strategico-politica, mi pare si possa dire che tale politica si sia rivelata fallimentare sotto molti punti di vista e figure di merito. In particolare, la mortalità e morbidità generate dalla combustione di combustibili fossili come carbone, lignite, gas naturale e olio combustibile è ben nota e documentata. Si tratta di decine di morti per ogni TWh elettrico generato da carbone e lignite, e qualche unità per TWh da gas naturale. La morbidità associata e le ricadute sull’economia, in numero di giornate di lavoro perse, è circa 10 volte superiore alla mortalità ^{11, 12}.

Per quel che riguarda in particolare il contributo benefico netto (cioè anche considerando gli effetti negativi degli incidenti nucleari gravi) generato dall’uso dell’energia nucleare al posto della generazione da fossili, c’è poi un famoso studio del 2013 dell’ancor più famoso climatologo James Hansen, che all’epoca era capo del Goddard Institute of Space Studies della NASA, cioè il “braccio scientifico” della NASA nello studio del clima della terra e di altri pianeti, dal titolo auto-esplicativo che si potrebbe tradurre in italiano con «Mortalità e emissioni di gas serra evitati dalla generazione dell’energia nucleare storica e sue proiezioni future» ¹³. Per qualche motivo che ho difficolta’ a comprendere, questo studio non viene mai citato dai gruppi e movimenti antinucleari.

Da figura 15, si ricava che l’integrale dal 1971 al 2009 della curva in nero è pari a 1,84 milioni di morti premature evitate dall’adozione del nucleare. Le emissioni di CO₂ evitate nello stesso periodo sono stimate in 64 miliardi di tonnellate. Ovviamente aggiungendo le morti e le emissioni evitate dal 2009 ad oggi queste due stime salgono di molto, se non altro perchè è da dopo il 2009 che la Cina ha sviluppato la quasi totalità del suo parco nucleare, sostituendo sempre carbone nel mix elettrico di quel paese. La mortalità da carbone in Cina è maggiore di quella da carbone in altri paesi con impianti nucleari, come indicato da risultati in letteratura epidemiologica.

Fig.15: Numero medio di morti evitate annualmente dall’adozione della generazione elettrica da nucleare, 1971-2009 ¹³.

Per restare all’Europa e al confronto Germania-Francia, la figura 16 ci ricorda avvenimenti recentissimi in Germania come le proteste contro l’espansione di una miniera di lignite, e la stima delle morti generate in Francia a causa della combustione di carbone e lignite nei paesi limitrofi, in preponderanza in Germania.

Fig.16: Morti premature causate dalla combustione di carbone e lignite in Germania, Polonia e altri paesi, e loro impatto in Francia ¹⁴. Come si vede, la normale operazione delle centrali a fossili in Europa centrale, e marginalmente altri paesi, provoca un numero impressionante di morti in Francia, ogni anno.

Alla luce di questi dati epidemiologici e analisi incontrovertibili e ben documentate, le proteste degli ambientalisti antinucleari tedeschi contro il progetto di stoccaggio profondo delle scorie dei reattori Francesi a Bure, dipartimento della Meuse, circa 125 km dal confine con la Germania, sembrano piuttosto futili e basate solo su ideologia.

Conclusioni del confronto e (uniche mie) considerazioni di politica energetica in Italia

Nonostante i proclami altisonanti delle varie agenzie governative e ONG tedesche a proposito dell’agevole sorpasso della barra del 50% della generazione elettrica nel 2023 da parte delle rinnovabili, restano i dati incontrovertibili che indicano come il sistema elettrico francese sia superiore a quello tedesco rispetto a qualsiasi figura di merito si voglia utilizzare per metterli a confronto: costi capitale effettivi, costi in bolletta, affidabilità, impatto sanitario, impatto climatico, ambientale e paesaggistico, e anche altri parametri non considerati qui. L’analisi da me condotta e gli esempi scelti sono solo una piccolissima parte dell’analisi e degli esempi che si potrebbero fare per corroborare la mia affermazione che, per un paese europeo con attività industriale importante e domanda elettrica elevata, l’impostazione francese sia migliore di quella tedesca. Se la classe politica al potere in Italia, oggi e negli anni a venire, sarà in grado di interpretare correttamente i dati del mercato energetico e le prestazioni dei vari paesi, sicuramente una quota di energia da nucleare verrà proposta anche da noi. Pur essendo io residente all’estero, spero sinceramente che i cittadini italiani sapranno cogliere questa differenza sostanziale fra i due modelli di sviluppo qui analizzati.

Le scuse dei referendum antinucleari, della pericolosità (inesistente) delle scorie dei reattori - per le quali un articolo dedicato sarebbe opportuno - del costo “eccessivo” dei reattori stessi e mille altre obiezioni facilissime da smontare non devono poter impedire il corretto sviluppo del nostro paese verso un futuro dove tutta la domanda energetica dovrà essere soddisfatta da elettricità.

INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI/ BIBLIOGRAFIA / NOTE

1. Vedasi dati paesi europei su https://www.energy-charts.info/ ; Fonte delle figure 4, 5, 6, 7, e 8
2. Updated world map of the Köppen-Geiger climate classification, Hydrol. Earth Syst. Sci., 11, 1633–1644, 2007, www.hydrol-earth-syst-sci.net/11/1633/2007/ ; si vedano le due figure supplementari
3. https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/journalists/all-press-releases/edf-adjusts-the-cost-of-its-grand-carenage-programme
4. Profiles in Decarbonization, https://edecarb.org/, e comunicazioni personali E. Sepulveda
5. Nota: nel mio campo di ricerca uso e sviluppo modelli al calcolatore da più di 30 anni, quindi non ho nulla contro l’uso dei modelli, al massimo contro il loro abuso.
6. Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage: 2023 Update, NREL, https://www.nrel.gov/docs/fy23osti/85332.pdf
7. Nell’ambito di un programma di trasferimento di tecnologie fra il CERN e l’industria dei paesi Membri del CERN, sono coinvolto in un grosso progetto industriale per il trasporto criogenico di H₂ verde con grandi navi gasiere. I problemi da risolvere sono immensi.
8. Assessment of the European potential for pumped hydropower energy storage : A GIS - based assessment of pumped hydropower storage potential, https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/JRC81226 ; si vedano le due figure supplementari
9. Per una miglior comprensione della complessa questione dell’incentivazione delle rinnovabili in Germania e relativo impatto sui costi elettrici, vedasi l’eccellente analisi dell’analista energetico Julien Jomaux sul suo sito “GEM Energy Analytics”, articolo “Baseload price and the support to renewables”, 12 Dicembre 2023; https://gemenergyanalytics.substack.com/
10. È notizia di questi giorni la chiusura dell’ultima fabbrica di pannelli fotovoltaici in Germania, della società svizzera Meyer Burger
11. 11.   Environmental Burden of Disease due to Emissions of Hard Coal- and Lignite-Fired Power Plants in Germany, Int J Pub Health 68 (2023) 1606083, https://www.ncbi.nlm.nih.gov/pmc/articles/PMC10460906/pdf/ijph-68-1606083.pdf;
12. 12.   Mortality risk from United States coal electricity generation, Science 382, 941 (2023), https://science.org/doi/10.1126/science.adf4915
13. Prevented mortality and greenhouse gas emissions from historical and projected nuclear power, Environ. Sci. Technol., 47, 4889-4895, doi:10.1021/es3051197
14. Europe’s Dark Cloud – How Coal-Burning Countries Are Making Their Neighbours Sick, AA. VV., 2016, https://ember-climate.org/app/uploads/2022/09/Europes-Dark-Cloud.pdf

Da ref.2:

Da ref.8 :