World Energy Outlook 2011: cosa c'è di nuovo?

Di Francesco Aliprandi

Anche su Informazione Energetica

La IEA pubblica dal 1993 dei report annuali contenenti proiezioni a medio e lungo termine sull'andamento mondiale del mercato dell'energia; anche questa edizione come la precedente si sofferma su tre scenari, uno denominato standard ("BAU") e altri due definiti "nuove politiche" e "450"; il primo è in relazione a impegni politici - sebbene solo formali - presi dalle nazioni per affrontare i problemi energetici e ambientali, il secondo deve il nome alla concentrazione massima in ppm di CO2 atmosferico che dovrebbe permettere di non superare tramite opportune azioni volte a ridurre la dipendenza dai combustibili fossili. Gli approfondimenti riguardano le prospettive energetiche in Russia, il mercato del carbone - domanda, offerta e investimenti - e alcuni argomenti speciali: le prospettive del nucleare nel dopo Fukushima  e i sussidi alle varie forme di energia.

"Se non cambi direzione, non puoi che finire dove sei diretto" 

La domanda di energia dopo un 2009 fiacco rimbalza nel 2010 di un 5% e l'intensità energetica peggiora per il secondo anno consecutivo, portando le emissioni di CO2 a un nuovo record; le incertezze a breve termine causate da una crisi economica perdurante non cambiano il quadro generale, che vede una crescita della domanda di energia, del GDP e della popolazione fino al 2035. L'aumento dei costi nell'upstream conferma la fine del petrolio a basso costo (il famoso cheap oil), mentre per il gas naturale è prevista una nuova età dell'oro e il destino del carbone dipende dalle scelte politiche che verranno (o non verranno) prese.

Picco? No, grazie, abbiamo già dato.

Se nel report 2010 il picco del petrolio si era meritato addirittura un intero riquadro in evidenza, questa edizione nemmeno lo cita: fino al 2035 la produzione "all liquids" cresce senza sosta, e l'estrazione di greggio raggiunge i 72 mbpd. Beninteso, ammesso che si scovino da qualche parte 47 mbpd per compensare il declino dei giacimenti esistenti.

Produzione mondiale nel 2035 secondo lo scenario "BAU" in mbpd. Errori di arrotondamento presenti nel testo.

Dato che anche indossando le più rosee delle lenti non si possono prevedere nuovi mari del Nord o Arabie Saudite comodamente trivellabili, altre fonti dovranno compensare: unconventional (non solo oil sands ma anche petrolio da kerogene, ultrapesante, Coal To Liquids e Gas To Liquids), liquidi derivati dall'estrazione di gas naturale e biocarburanti. Vale la pena notare che nello scenario "450" da questi ultimi dovrebbero arrivare addirittura 7.8 mbpd.

Un riquadro in evidenza informa sul nuovo arrivato, il "light tight oil" - corrispettivo geologico dello shale gas - che è divenuto economicamente attraente grazie ai miglioramenti tecnologici e all'innovazione industriale. Leggendo con attenzione si scopre che la produzione per pozzo è bassa e declina molto rapidamente, per cui basta un mese di maltempo che impedisca o rallenti i lavori di trivellazione di nuovi pozzi per avere un calo nell'output. Il prezzo di pareggio per questa attività estrattiva è attorno ai 50$ al barile.

A tutto gas

Indipendentemente dalle scelte future il gas naturale peserà sempre di più nella bilancia energetica dei vari paesi; la percentuale di produzione di tipo unconventional a livello mondiale (shale gas e coalbed methane) sale al 22% dal 13% del 2009, ma negli USA ad esempio arriva al 64%, non potendo più a quel punto essere definita "non convenzionale". Per il resto le proiezioni del WEO 2011 sono meno estreme di quelle presentate nello speciale di Giugno "Are we entering a golden age of gas?", nel quale si prospettava una crescita della domanda del 2% annuo, fermandosi ad un più contenuto +1.7% da qui al 2035.

	1980	2009	2015	2020	2025	2030	2035	Incremento annuo
Russia	n.d.	572	679	692	779	822	858	1.6%
Cina	14	85	135	176	212	252	290	4.8%
Iran	4	137	137	151	165	195	225	1.9%
Qatar	3	89	160	174	180	205	219	3.5%
Algeria	13	78	107	134	147	160	171	3.1%
Australia	9	47	78	120	131	144	158	4.8%
Turkmenistan	n.d.	38	71	89	98	109	120	4.5%
India	2	46	63	78	91	105	120	3.7%
Nigeria	2	23	40	56	75	91	110	6.2%

Alcuni dei principali produttori mondiali di gas naturale; valori annui espressi in bcm.

La maggior parte della domanda futura proviene dal settore elettrico, grazie alla maggiore efficienza - e ora anche flessibilità - delle centrali a ciclo combinato, che permettono di seguire meglio la variabilità delle richieste dell'utenza e ampliano le possibilità di integrare l'energia generata da fonti rinnovabili; l'altro settore che vede un grosso aumento della richiesta di gas naturale è quello civile, per riscaldamento degli ambienti e dell'acqua: si pensi infatti che oggi solo il 10% delle abitazioni cinesi ha accesso alla rete del metano, e sono in atto politiche incentivanti per promuoverne l'uso in modo da diversificare il mix energetico e abbattere l'inquinamento atmosferico.

Elettricità e rinnovabili

Nel 2035, secondo lo scenario "BAU", il mondo avrà bisogno di 39368 TWh di energia elettrica; circa il 60% degli impianti oggi in funzione o in costruzione saranno ancora operativi per quella data, quindi anche le emissioni di CO2 sono già oggi determinate a meno di azioni politiche che impongano chiusure anticipate o retrofitting delle centrali esistenti (ad esempio con tecnologia CCS). Il documento WEO prevede per la potenza aggiuntiva che verrà allacciata alla rete nei prossimi anni una fortissima componente derivante da fonti rinnovabili: il 60% nei paesi OECD, circa la metà negli altri; il peso sulla produzione di energia elettrica è però molto inferiore a causa del basso fattore di capacità, problema testimoniato dall'ammissione che sarà necessario 1 MW da impianti flessibili ogni 5 MW di rinnovabili; i costi aggiuntivi per l'integrazione delle energie alternative sono notevoli, variando da 5 a 25 $/MWh, suddivisi in costi di integrazione della rete di trasporto e distribuzione, costi operativi di bilanciamento e costi dipendenti dalla capacità aggiuntiva necessaria per soddisfare la domanda anche in caso di mancata produzione da rinnovabili.

Cambiamenti climatici e scenario "450"

Un'analisi dettagliata rivela che l'80% delle emissioni di biossido di carbonio dello scenario "450" deriva da impianti già esistenti; in mancanza di azioni urgenti e incisive basteranno altri 6 anni al ritmo di crescita attuale per arrivare al limite superiore, e a quel punto per centrare l'obiettivo di contenimento ogni ulteriore impianto dovrebbe essere di tipo carbonio neutrale, una prospettiva costosissima e probabilmente impraticabile dal punto di vista politico.

Nel rapporto viene ipotizzato che diverse nazioni applichino delle misure atte a ridurre le emissioni; ordinando i risultati ottenibili si vede che le dieci misure più incisive comportano il 54% della riduzione, e le prime cinque il 42%. Va anche sottolineato che fra queste ultime ben tre sarebbero a carico della Cina e una dell'India.

L'energia che viene dall'est

Tre capitoli sono dedicati alla Russia: nel 2010 è stato il primo paese produttore di petrolio, il più grande estrattore ed esportatore di gas naturale e il quarto consumatore di energia (alle spalle di Cina, USA e India).

Possiede il 13% delle riserve di petrolio, il 26% del gas e il 18% del carbone, ma molti giacimenti si trovano in zone dal clima molto rigido: un esempio per tutti è il mega giacimento Shtokman, nel mare di Barents, che dovrebbe iniziare a produrre entro la fine del decennio in corso. La produzione di petrolio rimarrà quasi stabile scendendo a poco meno di 10 mbpd, mentre l'estrazione di gas naturale passerà dagli attuali 637 a 858 bcm; vale la pena notare che per quanto riguarda il gas riserve consistenti sono già note anche se non sfruttate, mentre circa un terzo della produzione di petrolio nel 2035 dovrebbe provenire da giacimenti ancora da scoprire.

	Risorse provate	URR	Produzione cumulativa
Petrolio (Miliardi di barili)	77	480	144
Gas (Trillion cubic meters)	26	127	21

Riserve di petrolio e gas naturale in Russia; 1bcm = 0.001 tcm = 0.82 Mtoe

La competizione fra Europa e Cina è un argomento importante. Il gas russo continuerà a essere venduto con contratti a lungo termine e utilizzando gasdotti, per cui i problemi fisici di una eventuale diversione dei flussi si sommano a considerazioni economiche che rendono poco plausibili i cambiamenti in corsa; d'altra parte la maggior parte dei giacimenti destinati al mercato cinese si trova nella Siberia orientale, ma essendo costosi da mettere in produzione e separati dalle infrastrutture esistenti la Russia punta intanto sul gasdotto Altai, 2600 km colleganti entro il 2015 il cuore delle riserve russe (Urengoy, Yamburg, Zapolyarnoe) alla Cina, obbligandola così a pagare un prezzo simile a quello praticato sul mercato europeo.

Nel medio e lungo periodo è probabile che il confronto fra Cina ed Europa avverrà sul piano politico ed economico con azioni volte a promuovere lo sfruttamento di giacimenti e lo sviluppo infrastrutturale in alcune zone piuttosto che in altre.

Carbone: lascia o raddoppia?

Con circa mille miliardi di tonnellate in riserve accertate - equivalenti a circa 150 anni al consumo attuale - il carbone rappresenta di gran lunga l'idrocarburo più abbondante e allo stesso tempo quello al quale si rivolgono maggiormente le economie emergenti a causa del suo basso costo. Nell'ultimo decennio più dell'80% dell'aumento della domanda di carbone è venuto dalla Cina, che nel 2010 da sola ha rappresentato il 47% della richiesta mondiale, mentre nel medesimo periodo l'India si è confermata al terzo posto, alle spalle degli Stati Uniti, e per il futuro le previsioni vedono Cina e India coprire i due terzi dell'aumento di domanda fino al 2035; nei paesi OECD invece, anche nello scenario "BAU", si prevede al più un leggero aumento del consumo fino al 2020 per poi tornare ai livelli attuali dopo altri quindici anni.

I paesi con le maggiori riserve di carbone (fonte BP Statistical Review of World Energy 2011)

Le politiche ambientali ed energetiche possono decidere delle sorti del re carbone, tramite l'adesione a rigorosi protocolli internazionali di abbattimento delle emissioni di CO2 e l'utilizzo di centrali di ultima generazione ultra-supercritiche piuttosto che l'uso di sussidi per mantenere bassi i prezzi dell'elettricità e favorire le industrie nazionali.

Ridimensionamento nucleare

Il disastroso tsunami che ha colpito il Giappone in Marzo e danneggiato seriamente 4 reattori a Fukushima ha riaperto le discussioni sulla sicurezza delle centrali atomiche, arrestando i proclami di "rinascita nucleare" che da qualche tempo si udivano con sempre più frequenza: per questo motivo è stato inserito uno speciale scenario "450 Low Nuclear" che mantiene immutato l'obiettivo da centrare per il 2035 riguardo le emissioni, ma assegnando una percentuale inferiore all'energia elettrica proveniente da centrali termonucleari.

La trasformazione richiesta nel settore elettrico è ancora più ambiziosa di quella ipotizzata nello scenario "450": la produzione di elettricità da centrali alimentate a idrocarburi scende dal 67% nel 2009 al 38% nel 2035, per quelle nucleari si dimezza dal 13% al 7%, la potenza installata in fonti rinnovabili raggiunge i 6000 GW, la tecnologia Carbon Capture and Storage è applicata su larghissima scala (820 GW). Seguire questa strada sarebbe non solo costosissimo - 1500 miliardi di dollari in più rispetto allo scenario "450", che a sua volta ne prevede 15000 in più rispetto a quello "nuove politiche" - ma dipenderebbe anche dal raggiungimento di risultati eroici nell'impiego di tecnologie a basso tenore di carbonio che non sono ancora state dimostrate.

Un confronto col passato

Per concludere, nella tabella sottostante sono confrontate alcune grandezze degli ultimi tre rapporti.

	Domanda di energia nel 2030 (Mtoe)	Energia elettrica generata nel 2030 (TWh)	Crescita annua del GDP fino al 2035	Crescita annua della popolazione fino al 2035	Prezzo del barile nel 2035 (attualizzato)	Prezzo del barile nel 2035 (nominale)
WEO 2009	16790	34292	3.1%	1.0 %	115	189.65
WEO 2010	16941	34716	3.2%	0.9%	113	204.1
WEO 2011	17173	35468	3.6%	0.9%	140	247.2
Riferimento 2009	12132 (+42%)	20043 (+77%)

Le caselle con fondo verde si riferiscono a proiezioni al 2030. (Sì, nel WEO 2009 c'erano veramente due cifre significative dopo la virgola nelle previsioni di prezzo al 2030.)

Rinnovabili: Terna schiera le sue batterie

Notizie molto interessanti sul fronte della produzione di energia elettrica da rinnovabili giungono dall’ultimo rapporto mensile di settembre 2011, pubblicato da Terna S.p.A., la società che ha la proprietà e la gestione della rete di trasmissione nel nostro paese. Nei primi nove mesi dell’anno, l’energia fotovoltaica netta prodotta è stata pari a 6776 GWh, con una crescita rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente di ben 356,6%. La produzione fotovoltaica ha addirittura superato quella eolica, che si attesta nello stesso periodo a 6501 GWh (+6%). Si tratta di una crescita che avevamo già annunciato e spiegato in articoli precedenti, che comunque continua a stupire per la sua impetuosità. Complessivamente, eolico e fotovoltaico contribuiscono oggi per circa il 5,3% alla richiesta di energia elettrica italiana (Consumi finali + perdite di rete). Quest’ultima manifesta una leggera crescita rispetto all’anno precedente, non sufficiente però a recuperare del tutto il crollo dei consumi verificatisi nel 2009 a seguito della crisi economica.

La nave delle rinnovabili sembra quindi procedere spedita con il vento in poppa e il sole in fronte. Ma, continuando nella metafora, il mare energetico finora calmo e tranquillo, rischia presto di mutarsi in tempesta, a causa dell’ostacolo inevitabile costituito dalla natura intermittente delle fonti rinnovabili e dalla difficoltà della rete elettrica di assorbirne la produzione oltre certi limiti di potenza. In un recente ed apprezzato articolo, Domenico Coiante ha analizzato dal punto di vista tecnico la natura e la dimensione di questo limite.

Che non si tratti di un limite solo teorico, lo dimostra in questi giorni anche il duro scontro in corso tra la stessa Terna S.p.A. e i grandi produttori di energia elettrica italiani. In questo articolo di Repubblica è sintetizzato l’oggetto del contendere: Terna vorrebbe realizzare 130 MW di batterie, principalmente nelle regioni meridionali, per accumulare nelle ore di minore richiesta l’energia rinnovabile, da utilizzare nelle ore di punta. I produttori ribattono che sarebbe più economico investire nel potenziamento e integrazione delle reti. Ma Terna ribatte che ogni euro investito in accumulo ne produce due di ritorno economico. La proposta di Terna è descritta in questo documento.

Il giorno successivo, sempre sullo stesso giornale, interviene per Terna Gianni Vittorio Armani, con alcune precisazioni che vale la pena di riportare integralmente:
“Per Terna realizzare batterie non ha a che fare con logiche di business; Terna deve rispettare le leggi della Repubblica… Il primo scopo delle batterie è garantire la sicurezza per evitare blackout e crisi elettriche, che possono derivare dal non corretto e ottimale utilizzo dei crescenti impianti rinnovabili…. Solo le batterie garantirebbero un grande risparmio economico… Terna ha il mandato di ridurre i costi dell’energia che in Italia sono i più alti della media europea… quindi sembra giustificato anche un diverso sistema di remunerazione, come il pay as bid, per ridurre i costi ed evitare rendite di posizione ingiustificate… L’obiettivo dei produttori è di non far produrre le rinnovabili per far funzionare invece sempre e solo i loro impianti termoelettrici. Si ricorda che quando gli impianti rinnovabili non producono, il sistema comunque li remunera in bolletta. Se passasse la loro logica, questa sì di business e di concorrenza non leale, gli italiani pagherebbero quindi due volte: la prima per avere rinnovabili ferme o poco funzionanti, la seconda per remunerare di più gli impianti termoelettrici… E meno male che Armani aveva premesso di non volere polemizzare.

La spinosa e cruciale faccenda merita alcuni commenti:
1) Non c’è dubbio che la realizzazione di sistemi di accumulo servirebbe ad impedire o limitare lo “spreco” di energia rinnovabile, che già ora avviene a seguito delle interruzioni di fornitura operate da Terna su molti impianti eolici per modularne la potenza e garantire la stabilità della rete. Inoltre, l'energia eolica non immessa in rete viene comunque remunerata. Ne ho scritto tempo fa in due articoli, qui e qui.
2) Gli interventi di potenziamento e connessione delle reti elettriche, pur essendo necessari, non sono in antitesi con la realizzazione di sistemi di accumulo. Terna ha già investito e programmato interventi importanti sulla rete.
3) E’ probabile che, come ha scritto Francesco Meneguzzo in questo articolo, i grandi produttori siano danneggiati economicamente dalla concorrenza delle rinnovabili nella produzione “di punta”, ma è anche vero che la necessità di mantenere una quota di “riserva” in alcune centrali a ciclo combinato per rispondere a improvvise fluttuazioni di potenza rinnovabile, rappresenta un costo che il sistema è costretto a remunerare attraverso il meccanismo del prezzo marginale (corrispondente al prezzo più alto offerto dai vari produttori in un determinato momento), alternativo al pay as bid proposto da Terna.
4) Il sistema di accumulo a grande scala con batterie appare scarsamente conveniente sul piano economico. Quindi, l’espansione delle nuove rinnovabili verso quote di produzione nazionale paragonabili a quelle termoelettriche, richiede la sperimentazione di altri sistemi di accumulo, come l’idrogeno.
5) La generazione distribuita del solare fotovoltaico, attualmente privilegiata dal sistema di incentivazione nazionale, non si adatta molto bene a un modello di produzione integrato con sistemi di accumulo.

Concludendo queste brevi considerazioni, la risoluzione del problema dell’intermittenza delle rinnovabili è un problema talmente strategico che richiederebbe un ampio dibattito nazionale e internazionale, anche fuori dell’ambito specialistico in cui è attualmente confinato.

Il vento gonfia la rete

Dovrebbe essere ormai chiaro a tutti che il principale limite alla diffusione della produzione energetica da fonti rinnovabili è la loro intermittenza e irregolarità che, oltre certi limiti, rende impossibile la regolazione, da parte del sistema di controllo, delle condizioni del carico nella rete di trasmissione dell’energia elettrica, compromettendone la stabilità e innescando meccanismi di difesa “a catena” delle centrali generatrici, che interrompono l’erogazione del servizio (black out). Ma quali sono questi limiti?
Essi sono incerti perché dipendono da molti fattori, tra cui la configurazione del sistema, la quantità e tipologia dei generatori di energia elettrica, il livello di interconnessione delle reti, le caratteristiche locali della produzione di energia rinnovabile ecc. Comunque, è comunemente ritenuto che la potenza rinnovabile non possa superare in ogni momento il 20% della potenza generatrice attiva senza incorrere in seri rischi per la stabilità del sistema elettrico. Quindi, conseguentemente, sarebbe problematico superare la soglia di 10.000 MW di potenza rinnovabile nel nostro paese.
Una risposta definitiva al problema non può che essere fornita dal gestore della rete di trasmissione nazionale, cioè Terna S.p.A., ente preposto proprio a garantire la continuità della fornitura di energia elettrica sull’intero territorio nazionale. E infatti ad esso si sono rivolti i produttori di energia eolica che l'anno scorso si sono visti limitare sensibilmente l’immissione in rete dell’energia prodotta, ma anche l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che ha chiesto di recente un chiarimento sull’impatto della crescita delle rinnovabili sul sistema elettrico nazionale.
E finalmente, Terna da una risposta al delicato problema nell’ultimo nell’ultimo “Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale” relativo al 2009 e tuttora in fase di consultazione.
Riporto alla lettera quanto affermato in questo documento: “Al fine di approfondire i fenomeni menzionati con scenari di generazione da fonti rinnovabili non programmabile sempre più elevata, sono state condotte delle analisi tecniche per valutare il suo impatto sul sistema elettrico in termini di affidabilità del sistema stesso e sulle percentuali attese di energia eolica producibile da ridurre…. In sintesi si evidenzia che nelle condizioni attuali della rete elettrica la possibile massima decurtazione dell’energia eolica producibile nel Continente può variare fra il 5% (per un eolico installato fino a 6.000 MW) e il 35% (con 15.000 MW di installato) dell’energia eolica potenzialmente producibile. In Sicilia le percentuali sono sostanzialmente analoghe, 5% (per un eolico installato fino a 1.000 MW) e 35% (con 5.000 MW installati). In Sardegna, invece, fino all’entrata in esercizio del nuovo collegamento con il Continente SAPEI, le percentuali sono ben più alte: 10% (per un eolico installato fino a 1.000 MW) e circa 70% (con 2.500 MW installati). Nello scenario previsionale, con la realizzazione di tutti gli interventi di sviluppo, la possibile decurtazione dell’energia eolica producibile nel Continente può variare fra l’1,5% (per un eolico installato fino a 6.000 MW) e il 12% (con 15.000 MW di installato) dell’energia eolica potenzialmente producibile. In Sicilia le percentuali sono inferiori all’1% (per un eolico installato fino a 1.000 MW) e 25% (con 5.000 MW installati); tuttavia è opportuno segnalare che la produzione potenzialmente tagliata è compresa tra il 2 e l’8% per un installato eolico tra i 2.000 e 4.000 MW, con un beneficio medio in termini di riduzione di energia eolica decurtata pari al 65% circa. In Sardegna, invece, a valle dell’entrata in esercizio del nuovo collegamento con il Continente SAPEI, le percentuali sono pari al 5% (per un eolico installato fino a 1.500 MW) e a circa 40% (con 2.500 MW installati), considerato l’elevato coefficiente di contemporaneità. Le percentuali riportate rappresentano le massime riduzioni possibili della produzione eolica per garantire la sicurezza del sistema elettrico e tali riduzioni possono oscillare all’interno di una fascia di variabilità.”

Quindi, sintetizzando, Terna ritiene che quando verranno realizzati gli interventi sulla rete per favorire la produzione eolica previsti nel piano (pag. 82), a fronte degli oltre 50.000 MW di richieste di connessione di impianti eolici alla rete di trasmissione nazionale (pag. 46), si potrebbero consentire con una certa tranquillità 15.000 MW nel Continente con un massimo del 12% di riduzione, 5000 MW in Sicilia con un massimo di riduzione del 25% e 2500 MW in Sardegna con un massimo di riduzione del 40%. Secondo Terna, “tuttavia, in presenza di maggiori garanzie offerte dalla produzione eolica in termini di continuità di esercizio … il limite superiore della curva può essere ridotto a fronte di una maggiore capacità di supporto degli eolici in rete mentre quello inferiore costituisce un obiettivo a cui tendere anche e soprattutto mediante la rimozione dei vincoli di scambio fra le aree della rete, in modo da consentire una diminuzione della quota di generazione eolica rispetto a quella convenzionale riferendola a quella di una zona più vasta.”

Le conclusioni dello studio di Terna sembrerebbero quindi abbastanza incoraggianti circa la crescita dell’eolico in Italia e condurrebbero ad ipotizzare un contributo alla produzione elettrica nazionale leggermente superiore al limite finora considerato massimo del 7% - 8% del Consumo Interno Lordo (fino a oltre il 10%). Si tratta di quantità non trascendentali e sicuramente non risolutive rispetto alla globalità del problema energetico, però sufficienti a diversificare le fonti energetiche, ridurre l’uso dei combustibili fossili ed evitare l’immissione di gas serra nell’atmosfera, in maniera significativa.
Infatti, considerando che la produzione di energia elettrica italiana da olio combustibile (derivato del petrolio) era nel 2008 pari al 5,3% del Consumo Interno Lordo, l’utilizzazione anche parziale delle potenzialità eoliche italiane permetterebbe di annullare del tutto la dipendenza da un combustibile fossile che sarà sempre più scarso in futuro a causa del raggiungimento del picco produttivo, evitando l’immissione in atmosfera di circa 13 milioni di tonnellate di CO2. Lo sfruttamento dell’intera potenzialità eolica ci consentirebbe inoltre di evitare complessivamente l'immissione in atmosfera di circa 22 milioni di tonnellate di CO2, pari alla riduzione richiesta dagli obblighi del Protocollo di Kyoto per le emissioni del settore elettrico italiano (e il 20% di quelle del settore energetico nel suo complesso).
Chi si oppone, spesso pregiudizialmente all’eolico, dovrebbe perciò contemporaneamente indicare quali alternative realmente praticabili ai combustibili fossili siano in grado oggi di conseguire gli stessi risultati.