Cominciano adesso i veri guai provocati da un eccesso di impianti non programmabili per la produzione di energia elettrica

Sintesi dei punti salienti della relazione annuale della AEEG “sullo stato dei servizi e sull’attività svolta” ed in particolare dello “stato di utilizzo e integrazione degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili”. La spesa per i soli incentivi alle FER elettriche supererà i 15 miliardi nel 2016 anche senza nuovi impianti. La spesa per i servizi ancillari non viene monitorata ma appare in crescita esplosiva e fuori controllo. Rischi per la sicurezza del sistema elettrico. L’improvvisa diminuzione dei prezzi sul mercato dell’energia elettrica dovuta in massima parte all’andamento del prezzo del gas.

Siamo appena nel 2014, ma in Italia già sappiamo quale sarà la Grande Truffa del XXI secolo.

Lo scorso 19 giugno a Roma è stata solennemente presentata dal presidente dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) Guido Bortoni la consueta “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta“.

Niente di particolarmente nuovo, tranne l’attesa constatazione di una situazione che, come da noi previsto in occasione della relazione dello scorso anno, si sta aggrovigliando sempre più. Notiamo tuttavia con disappunto che i toni usati quest’anno dal presidente, al contrario di quanto sarebbe stato logico attendersi, si sono molto smussati rispetto al passato, dando così agli astanti la falsa impressione di un allarme meno impellente sui molti gravi rischi per il nostro sistema elettrico.

Posto che rimane perfettamente valido quanto scritto nei nostri precedenti post, che perciò invitiamo gli interessati a (ri) leggere senza essere costretti a ripeterci, sui costi industriali dell’eolico, sui costi delle rinnovabili elettriche, ed in particolare sulle “prediche inutili” della AEEG, ci limiteremo a riferire solo le novità (tutte peggiorative) che più ci interessano nella relazione AEEG di quest’anno, riportandone, in corsivo, alcuni passaggi chiave.

Cominciamo subito male, a conferma implicita che è in corso la deindustrializzazione del Paese:

Nel 2013 i consumi elettrici si sono ulteriormente ridotti del 3,4% (una analoga riduzione percentuale si è verificata nei primi otto mesi del 2014. Ndr) rispetto a quelli già depressi del 2012, scendendo sotto la soglia dei 300 TWh, con una contrazione ben maggiore di quella registrata dal PIL nello stesso periodo (-1,9%).

Da segnalare l’impegno dell’AEEG a favore della diminuzione degli oneri parafiscali nella bolletta elettrica delle imprese, recentemente concretizzatasi con il (deludente) decreto spalma-incentivi:

Nel settore elettrico, il perdurare degli aumenti di prezzo finale, nonostante il calo sensibile delle quotazioni del mercato all’ingrosso, è legato in primo luogo alla crescita degli oneri parafiscali. L’intendimento odierno dell’esecutivo di riduzione delle bollette (-10%) delle imprese, in particolare di quelle medio-piccole, si muove sulla giusta via: ridurre gli oneri, non già redistribuirli tra classi di clienti finali, individuando in via prioritaria i beneficiari delle diminuzioni parafiscali e garantendo l’invarianza di contribuzione agli altri consumatori.

Facciamo rilevare che nella relazione ricompare in Italia, dopo decenni, la parola “povertà”, non per casi isolati, ma riferendosi ad un “mercato di massa”:

Nel 2012, con aggravamento nel 2013, le sofferenze correlate alla crisi si sono manifestate anche nel cosiddetto mercato di massa, in maniera evidente sotto forma di morosità di imprese e famiglie… Il problema della morosità ne richiama un altro ben più grave: quello della povertà energetica.

 Compare, soprattutto, un richiamo esplicito (sebbene non abbastanza forte) sulla sicurezza del sistema elettrico:

L’ultimo triennio è stato un periodo di intenso lavoro, volto ad assicurare un tempestivo adeguamento del quadro delle regole nazionali, principalmente per tener conto dell’aumento tumultuoso delle fonti rinnovabili. Il nostro parco di generazione ha cambiato radicalmente struttura, con una quota di fonti rinnovabili che, in termini di potenza installata, alla fine del 2013 ha superato il 37% del totale. La rivoluzione del mix produttivo è ora tale che una quota di circa il 30% della produzione nazionale – quella rinnovabile con costo variabile nullo – offre a zero la vendita della propria energia (incentivi in disparte), pareggiando di fatto la produzione nazionale a gas quanto a volumi prodotti. Il cambiamento del mix produttivo e della sua distribuzione territoriale ha inciso sensibilmente non soltanto sui mercati all’ingrosso, ma anche sul funzionamento del servizio di dispacciamento, nonché sullo sviluppo e sulla gestione delle reti. Tutto ciò a rischio di nuove inefficienze e di possibili criticità per la stessa sicurezza del sistema.

 Bortoni conclude le sue considerazioni sul mercato elettrico con un benvenuto al nuovo capacity payment (chiamato capacity market in ottemperanza ai dettami del politicamente corretto), di cui però non fornisce stime:

L’Autorità saluta con favore l’ingresso del nuovo segmento del mercato della capacità produttiva, proposto dall’Autorità stessa già un anno fa… Il capacity market è di interesse per le fonti rinnovabili, quelle di oggi incentivate e quelle del futuro senza incentivi…

 L’entità dei problemi sistemici (in particolare alcuni che vengono appena accennati) aumentano però sensibilmente nella relazione specifica dell’AEEG del 12 giugno “Stato di utilizzo e integrazione degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili” in cui leggiamo che

Con riferimento ai dati dell’anno 2012, la produzione lorda di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili in Italia è stata pari a circa 92 TWh (di cui quasi 32 TWh attribuibili ad impianti eolici e fotovoltaici, +52% rispetto all’anno precedente), a fronte di un totale nazionale pari a circa 299 TWh (il 30,8%). La potenza efficiente lorda relativa a impianti alimentati da fonti rinnovabili in Italia è pari a circa 47 GW (di cui quasi 25 GW attribuibili ad impianti eolici e fotovoltaici), a fronte di una potenza totale nazionale di circa 128 GW (il 36,7%).

Sulla base dei dati di preconsuntivo 2013 appare che la crescita di tali impianti continui ad essere significativa, superando i 108 TWh (di cui circa 37 TWh attribuibili ad impianti eolici e fotovoltaici), a fronte di una produzione lorda complessiva stimata in 288 TWh. In termini di potenza efficiente lorda, nel 2013 dovrebbero essere stati sfiorati i 50 GW (di cui oltre 26 GW attribuibili ad impianti eolici e fotovoltaici), il che è molto rilevante se si pensa che il fabbisogno di potenza alla punta nel 2013 è stato pari a 53,9 GW (quest’anno il fabbisogno massimo dovrebbe essere crollato ad appena 51,55 GW, rilevato il 12 giugno. Ndr) mentre il minimo fabbisogno è risultato pari a 19,5 GW

Prescindendo dall’imbarazzante constatazione che anche l’AEEG, come noi poveri mortali, dispone per le sue analisi di dati definitivi vecchi di oltre un anno, notiamo che la componente di potenziale elettrico non programmabile in questi ultimi anni è aumentata a dismisura, provocando tutta una serie di problemi, che vengono trattati di seguito nella relazione, e dei quali ci limitiamo ad un breve cenno, rinviando alla attenta lettura del documento AEEG per chi desidera approfondire tali argomenti.

A) Problemi di rete.

Riportiamone alcuni: problemi di saturazione virtuale delle reti; autorizzazioni richieste a fini speculativi; perdite di rete dovute, tra l’altro, all’effetto della doppia trasformazione e perchè gli impianti di produzione sono tanti e per lo più distanti dai centri di consumo; saturazione reale di alcune reti (in particolare vengono citate “alcune dorsali appenniniche caratterizzate dalla presenza di numerosi impianti, per lo più eolici“); necessità dello sviluppo delle infrastrutture di rete per il passaggio da un servizio “passivo” ad uno “attivo”; adeguamento delle infrastrutture esistenti per la realizzazione di uno smart system…

Non c’è il minimo accenno ai costi degli interventi sulle reti per ovviare alle nuove esigenze imposte dalle rinnovabili elettriche, ma sappiamo che alla Terna sono diventati tutti entusiasti sostenitori delle rinnovabili. Chissà perchè…

B) Necessità di apprestare sistemi di accumulo dell’energia intermittente prodotta.

Ci si limita a parlare di progetti pilota per la realizzazione di questi sistemi (“pompaggi, accumuli a batterie ecc.”).

Si riferisce del potenziale di questi sistemi ma non c’è nessun accenno al loro costo.

A maggior ragione non ci sono accenni, neppure ipotetici, al presumibile costo di tali sistemi a regime. E’ intuibile che il business (enorme) esploderà nei prossimi anni. La lotta al coltello per garantirsi i nuovi bacini di accumulo è già cominciata.

C) Problemi di dispacciamento.

Citiamo direttamente: “Un così rapido sviluppo degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, in particolare fotovoltaici ed eolici, richiede necessariamente una altrettanto rapida evoluzione regolatoria… Ciò appare ancora più evidente tenendo conto che, ai fini della gestione in sicurezza del sistema elettrico, il fuori servizio di soli 3 GW (per effetto, ad esempio, di avarie o indisponibilità della fonte) è considerato “incidente rilevante” e come tale può avere impatti sensibili sulla sicurezza del sistema“. A pag. 14 si conclude che “tutto ciò si traduce, oltre che in un incremento dei costi di dispacciamento, in una loro maggiore volatilità, rispetto al passato, e nella conseguente minore prevedibilità dei medesimi”.

Non ci sono stime di costo, ma devono essere ingentissime, se l’AEEG ammette che “occorre… che anche gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili non programmabili partecipino attivamente al funzionamento del sistema elettrico, sia dal punto di vista tecnico che dal punto di vista economico“.

 D) Problemi sul mercato elettrico.

Il mercato è stato completamente distorto, e nelle ore diurne gli impianti termoelettrici “devono accettare di produrre a prezzi più bassi dei costi variabili”. In una nota si aggiunge che “i costi variabili degli impianti a gas tendono a crescere all’aumentare della diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili”. Non solo: “Inoltre, si assiste anche ad un aumento della volatilità e della rischiosità dei prezzi che potrebbero variare in modo rilevante da un’ora all’altra rendendo peraltro difficili e poco attendibili previsioni di prezzo”. E altro ancora. In particolare: “la diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili sta comportando una riduzione delle ore di utilizzo degli impianti termoelettrici che, tra l’altro, vengono sempre più utilizzati per coprire le punte di carico. Agli impianti termoelettrici viene quindi richiesta sempre più flessibilità, ma non tutti sono in grado di modificare la propria produzione in tempi rapidi… A parità di impianti chiamati a funzionare a carico parziale e con continue accensioni e spegnimenti (o variazioni di carico), diminuiscono i rendimenti (da cui può conseguire un possibile aumento dei costi variabili e, quindi, dei prezzi di mercato)“. Ripetiamo: “possibile aumento (non diminuzione… Ndr) dei prezzi di mercato”.

 Insomma: un pasticcio senza precedenti, che si risolverà con concessioni di capacity payment crescenti in misura più che proporzionale rispetto all’aumento, necessariamente progressivo col passare del tempo, del potenziale degli impianti a gas destinati a riserva. Peraltro la relazione dell’AEEG non fa cenno neppure all’evoluzione dell’ordine di grandezza del capacity payment, nè tanto meno fa previsioni del suo costo a regime. Quello che però ci preme sottolineare è la sconfessione della panzana, che ci viene continuamente propinata dai mezzi di informazione, secondo cui le rinnovabili avrebbero provocato – esse sole – la grande diminuzione, nel 2014, del prezzo di mercato dell’energia elettrica (non si capirebbe tra l’altro per quale motivo questo effetto non si fosse realizzato già dal 2011, con la grande alluvione di nuovi impianti FV installati quell’anno). Le rinnovabili – esse sole – hanno al contrario provocato quell’aumento di oneri “parafiscali” ed “ancillari” che hanno più che compensato la diminuzione del prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica, facendo ulteriormente aumentare le bollette. Leggiamo infatti (a pag. 12) la conclusione dell’AEEG su questo tema:

Quando la tecnologia marginale ricorrente – ossia quella che fissa il prezzo di borsa nella maggior parte delle ore – rimarrà quella a gas, difficilmente il prezzo medio di mercato può risultare più basso dei costi variabili degli impianti a gas più efficienti.

Pertanto, fintanto che la produzione degli impianti a gas resta necessaria in un’ora (anche solo al minimo) per soddisfare la domanda in sicurezza nel corso della giornata (quindi tenendo conto dei vincoli intertemporali di funzionamento degli impianti), la penetrazione delle fonti rinnovabili si limiterà a modificare la curva dei prezzi giornalieri più che la relativa media ponderata, perché quest’ultima dovrà garantire almeno la copertura dei costi variabili degli impianti a gas.

 La relazione passa poi a trattare (da pag. 22) l’argomento degli incentivi, questa volta fornendo, doverosamente, molte cifre.

Cifre, bisogna riconoscere, persino più preoccupanti rispetto a quelle che già si conoscevano dalla lettura del contatore GSE.

Intanto si parte riconoscendo (a pag. 23) che, nel 2013, il regime incentivante del ritiro dedicato (non compreso nel contatore GSE, contrariamente a quanto previsto dai decreti applicativi del luglio 2012 che hanno – anche – introdotto tale contatore) ha gravato sulla componente A3 della bolletta elettrica degli italiani per 338 milioni. Parimenti, il regime incentivante dello scambio sul posto, anch’esso indebitamente negletto dal contatore, ha gravato per circa 105 milioni (pag. 25). E’ facile immaginare che in futuro l’onere complessivo annuo di queste due sole voci peserà per oltre 500 milioni. La possibile obiezione che queste due componenti non vengano riportate nel contatore GSE perchè frutto, in larga misura, di stime non convince. Anche una importante componente (circa 800 milioni) dell’onere dei certificati verdi è dovuta esclusivamente a stime, ma pure viene correttamente compresa nel totale della spesa per i CV (nella tabella 2 a pag. 33 la somma delle due componenti considerate è 2.189 milioni) e riportata anche nel contatore totale degli incentivi. Ripetiamo: 2.189 milioni per i CV stimati per il 2013.

Ma a pag. 32 una ennesima brutta notizia: “Si stima che per l’anno 2014 l’onere (dei soli CV. Ndr) possa crescere anche fino a circa 3 miliardi di euro” (quasi un miliardo in più in un solo anno). Inoltre, per effetto della progressiva liquidazione del sistema dei CV con il sistema equivalente che lo sostituirà nell’incentivazione, tutto l’onere dei CV è destinato a finire nella componente A3, a vantaggio della trasparenza dei conti ma a danno della componente A3 stessa. Ma la differenza, in questo caso, sarà solo formale. Le sorprese (sostanziali) devono ancora arrivare.

Anche l’aumento (“il forte aumento negli anni successivi“) degli oneri per l’incentivazione per gli impianti assegnati in asta (oggi valutati dall’AEEG “appena” 60 milioni) era nell’ordine delle cose, ovviamente con la speranza che, dopo le aste di quest’anno, non ce ne siano più per lungo tempo.

Le dolenti note arrivano invece a pag. 41, nel paragrafo di “sintesi della quantità di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e incentivata e degli incentivi erogati“. Leggiamo che:

Gli strumenti incentivanti hanno permesso l’incentivazione di una quantità di energia elettrica che, nel 2013, ha superato i 63 TWh (Si è dunque trattato di meno del 20% del fabbisogno elettrico nazionale. Ndr), come evidenziato in figura 24 e 25 e nel 2014 dovrebbe superare i 67 TWh.

 E ancora:

Complessivamente, per l’anno 2013, i costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili si stima che, a consuntivo, siano pari a circa 10,6 miliardi di euro (come emerge dalla figura 23), di cui circa 9,8 coperti tramite la componente A3. Si stima che per l’anno 2014, i costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili siano pari a circa 12,5 miliardi di euro, di cui circa 12 coperti tramite la componente A3.

 12,5 miliardi di sola incentivazione diretta delle rinnovabili elettriche stimata per quest’anno! 12,5 miliardi era il tetto massimo di spesa previsto dai decreti attuativi del luglio 2012 per conseguire gli obiettivi europei obbligatori al 2020, per i quali erano stati appunto predisposti gli incentivi. Eppure, dall’esame delle tabelle indicate, si nota che anche lì, come nel contatore GSE, mancano il ritiro dedicato e lo scambio sul posto, di un valore presunto – abbiamo visto – nell’ordine di 500 milioni, che porterebbero il totale a 13 miliardi di euro, infrangendo il tetto massimo di spesa già nel 2014, quando la produzione da FER sarà verosimilmente prossima al 36% del fabbisogno elettrico italiano, cioè già ora ben 10 ( ! ) punti percentuali in più rispetto a quel 26,39% che ci chiedeva l’Europa per il 2020 e che all’inizio pareva irraggiungibile per i costi pazzeschi che avrebbe comportato. I costi si sono rivelati, in realtà, più che pazzeschi, eppure si continua ancora a scialacquare risorse ingentissime per aumentare la produzione da FER elettriche senza neppure più obblighi normativi di sorta.

Ma non è finita qui. Ci sono infatti da considerare altri tre carichi da undici:

1) Questo valore totale vale come tetto massimo nell’ipotesi irrealistica, esplicitata a pag. 46, “che non siano implementati nuovi strumenti incentivanti all’esaurirsi degli effetti derivanti dagli attuali strumenti”. Di sicuro dalla stima dei 12,5 miliardi mancano, quindi, almeno gli incentivi che dovranno essere assegnati ai vincitori delle ultime aste competitive.

2) “Nell’anno 2016 (pag. 46) dovrebbe registrarsi un anomalo e rilevante aumento dei costi derivanti dalle incentivazioni alle fonti rinnovabili che probabilmente supereranno i 13,5 miliardi di euro”. Cioè, per i motivi detti sopra, tali costi supereranno i 14 miliardi, pur escludendo certificati bianchi, incentivi locali a fondo perduto, altri sussidi di minore entità e, per carità di patria, gli impianti che continuano, nonostante tutto e nel silenzio del GSE, dell’AEEG, del Governo, del Parlamento, dei mezzi di comunicazione e dei Professori Universitari, ad essere installati (ed incentivati) oltre il tetto massimo previsto dalla legge. Il tutto al lordo, sia detto per correttezza, degli effetti del nuovo decreto spalma-incentivi, ancora tutti da verificare ma dall’importo presunto massimo di poche centinaia di milioni di euro, nella migliore delle ipotesi.

3) E’ significativo che nella relazione di quest’anno del presidente dell’AEEG manchi il riferimento a quelle “incentivazioni implicite” da lui stesso più volte deprecate e stimate (ad esempio a pag. 5 della memoria AEEG redatta in occasione dell’indagine conoscitiva sui prezzi dell’energia elettrica davanti alla X commissione del Senato il 9 luglio dello scorso anno) in 1,2 miliardi all’anno e che dovrebbero, a rigor di logica, essere a loro volta sommati al totale generale.

Possiamo dunque concludere che, a parità di ogni condizione attuale ed al netto degli impianti che nel frattempo saranno costruiti ed incentivati, nel 2016 si supererà abbondantemente, solo per l’incentivazione delle FER elettriche, la spesa di 15 miliardi, ovvero l’uno per cento dell’attuale PIL italiano! Niente male, non c’è che dire. 15 miliardi che gli italiani pagheranno (per fare la proporzione si ricordi che il totale delle bollette elettriche italiane nel 2013 è stato “appena” di 44 miliardi) e che qualcuno – poche persone, in proporzione, ma con le giuste conoscenze – incasserà, in aggiunta, naturalmente, ai ricavi per la vendita dell’energia prodotta che, in proporzione, rappresentano ben poca cosa. Congratulazioni vivissime a questi pochi, felici pochi, ed ai loro amici e sostenitori.

Eppure, paradossalmente, il vero problema derivante dall’impiego di impianti FER non programmabili non è quello del costo degli incentivi. Ricordiamo infatti che nel 1987, a seguito dell’esito del referendum post Chernobyl (quando si trattò di scegliere come sostituire gli impianti funzionanti con combustibile nucleare allora in funzione e quelli già programmati), l’opzione dell’eolico, sebbene già allora proposta, non venne presa seriamente in considerazione. E questo nonostante allora, a livello teorico, i suoi fautori garantissero una efficienza degli impianti eolici italiani valutata a circa 3.000 ore l’anno (in realtà è risultata essere circa la metà…) che non avrebbe reso necessaria alcuna incentivazione. La proposta di installare impianti eolici in misura massiccia (e fotovoltaici di dimensione industriale) fu ALLORA sdegnosamente rifiutata per i guai che sarebbero derivati al sistema elettrico dall’uso di un’energia inevitabilmente intermittente. Guai di cui già allora si aveva perfetta coscienza e che sono appunto quelli fatti rilevare (senza però giungere alla inevitabile conclusione) all’inizio della relazione dell’AEEG.

Poi, ovviamente, al mondo tutto si può risolvere, prescindendo dai costi; e dal principio di realtà… Ma, se per un po’ di tempo i costi schiaccianti si possono trascurare, la realtà tende comunque ad imporsi.

Ecco dunque che leggiamo, in un articolo del Sole del 26 agosto scorso di Jacopo Giliberto dal titolo “Effetto piogge sull’idroelettrico“, che taluni aspetti della dura realtà che i fautori delle rinnovabili non programmabili vorrebbero far finta di non vedere si stanno testardamente manifestando. Elenchiamoli, riportando in corsivo alcuni brani dell’articolo:

1) In primis il calo della domanda industriale di energia elettrica indotto da eccesso di costi e da cattiva qualità dell’energia prodotta e la conseguente deindustrializzazione del Paese, pur in un periodo di aumento della domanda mondiale di manufatti industriali senza pari, in valore assoluto, nella storia umana.

Non scendono i consumi delle famiglie o del terziario, che sembrano in sostanza stabili. Scende invece con velocità la domanda industriale, e quando le fabbriche non chiedono corrente significa che molte hanno smesso di produrre”.

2) Fin da ora sappiamo che si è già realizzato un calo degli investimenti produttivi nel settore termoelettrico (che fornisce il back up vitale al sistema elettrico nazionale in presenza di impianti di produzione non programmabili). Questo calo proietterà i propri effetti sul medio – lungo periodo, amplificando il processo di deindustrializzazione. Nel breve periodo aumenteranno i rischi di black – out.

“Uno studio appena concluso dell’Autorità dell’energia prevede un calo importante del ciclo degli investimenti nel settore e ha censito la chiusura di 14 centrali termoelettriche soprattutto al Nord”.

3) Saranno necessari ingentissimi sussidi statali sotto forma di capacity payment per garantire la sopravvivenza delle centrali a gas, ma soprattutto per assicurare nuovi investimenti in futuro. I costi del capacity payment ed i rischi di gravi incidenti di rete e, più in generale, di una grave instabilità di sistema aumenteranno in modo esponenziale rispetto ad ulteriori aumenti degli impianti eolici e fotovoltaici.

“I fatturati delle società elettriche sono in difficoltà; ci sono molte centrali costruite da poco che lavorano meno di 2mila ore l’anno, in pratica sono ferme e l’investimento fatto rischia di andare in fumo”.

Nel frattempo, però, non sarebbe male che l’Autorità di controllo, nella sua prossima relazione annuale, provasse a quantificare ANCHE tutti questi costi ancillari, dopo avere meritoriamente contribuito a rendere pubblici quelli dell’incentivazione diretta. Già adesso possiamo dedurre, in vari modi, che si ragiona anche in questo caso nell’ordine dei miliardi di euro ogni anno. Questi miliardi vanno ad aggiungersi ai 14 previsti quest’anno e che saliranno ai 15 previsti nel 2016, per poi cominciare a scendere dal 2018 ma, in modo significativo, solo dal 2031 in avanti. Altri miliardi, certo. Ma QUANTI miliardi in più? E soprattutto: quanti miliardi all’anno siamo ancora disposti a spendere, posto che tali costi aumentano in modo esponenziale? La risposta deve darla la politica. Ma, per farlo, ha bisogno di dati di cui attualmente non dispone e che i tecnici (GSE, AEEG, Enea, Università eccetera) le DEVONO fornire. Per non continuare a confidare negli articoli di fede del misticismo ambientalista, avallati da quei soliti Professür che Mario Pirani, in un suo articolo su Repubblica, ha definito “qualche economista sprovveduto o ben sovvenzionato”.

La crescita esplosiva dei costi non dipende da una maledizione, ma molto semplicemente del naturale comportamento di un sistema (troppo) complesso: all’aumentare della complessità sistemica, infatti, aumentano anche i problemi di controllo e di messa in sicurezza. In particolare, se non interviene prima un collasso sistemico, il puro e semplice costo del controllo (e di accettabili garanzie di sicurezza del suo funzionamento), crescendo più in fretta della ricchezza che il sistema è in grado di generare, provocherà il suo abbandono.

Ma probabilmente non bisognerà attendere a lungo. Una probabile interruzione della fornitura del gas proveniente dalla Russia nel prossimo inverno, rendendo del tutto inutili gli impianti eolici e fotovoltaici e svelando il pietoso bluff dell’energia “alternativa” gratuita e pulita, potrebbe presto scrivere la parola fine a questa folle vicenda delle rinnovabili elettriche salvifiche.

Alberto Cuppini

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