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Energia nucleare e fonti rinnovabili DISPONIBILITÀ, IMPATTO AMBIENTALE, SICUREZZA, ECONOMIA, PROSPETTIVE Prof. Ing. Ugo Spezia Segretario Generale AIN.

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1 Energia nucleare e fonti rinnovabili DISPONIBILITÀ, IMPATTO AMBIENTALE, SICUREZZA, ECONOMIA, PROSPETTIVE Prof. Ing. Ugo Spezia Segretario Generale AIN

2 Le fonti energetiche primarie Fonti energetiche fossili petrolio carbone gas naturale Fonti energetiche nucleari uranio plutonio torio Fonti energetiche rinnovabili Fonti rinnovabili classiche : energia idraulica energia geotermica Nuove fonti rinnovabili : energia eolica (vento) energia solare (termica, fotovoltaica) combustibile derivato dai rifiuti (CDR) biomassa (legna da ardere) biocombustibili (bioetanolo, biogas)

3 Il caso idrogeno (1) Lidrogeno esiste in natura allo stato gassoso in piccola percentuale nella composizione dellaria, e quindi deve essere prodotto artificialmente per via termica dal metano (H 2 O + CH 4 2H 2 + CO 2 ) per via elettrolitica dallacqua (2H 2 O 2H 2 + O 2 ) per via radiolitica dallacqua (2H 2 O + γ 2H 2 + O 2 ) In tutti i casi è necessario un apporto di energia esterno, e nei primi due casi il bilancio economico-energetico complessivo è negativo. Lidrogeno, quindi, non è una fonte di energia, ma un vettore energetico, conveniente per altri motivi (impatto ambientale nullo) solo se si riesce a produrlo a basso costo.

4 Il caso idrogeno (2) Elettricità necessaria per produrre lidrogeno:5 kWh/m 3 Costo medio di produzione del kWh in Italia: 112 Lire/ kWh Costo dellidrogeno elettrolitico: 560 Lire/m 3 Energia prodotta bruciando idrogeno:2.576 kcal/m 3 Costo dellenergia prodotta bruciando idrogeno:0,217 Lire/kcal Conclusioni: Lidrogeno costerebbe il 30% più del metano a fronte di un potere calorifico pari a un terzo di quello del metano. Lenergia necessaria per produrre idrogeno per via elettrolitica è 1,5 volte quella che si può poi ottenere dalla sua combustione. Lunico vantaggio è limpatto ambientale nullo in fase di combustione

5 Limpiego delle fonti energetiche Le fonti energetiche primarie non sono automaticamente sostituibili tra loro, in quanto hanno caratteristiche intrinseche diverse che riguardano: il tipo di energia producibile (termica, meccanica, elettrica) la potenza specifica (energia per unità di massa, volume, superficie occupata dagli impianti, ecc.) la scala degli impianti (economia di scala) la disponibilità (costante, periodica, casuale) i costi di approvvigionamento i costi di trasformazione (impianto e manutenzione) limpatto ambientale e i rischi associati

6 Gli usi prevalenti dellenergia Il fabbisogno prevalente di fonti energetiche riguarda: la produzione diretta di mobilità (trasporti) la produzione diretta di calore la produzione di elettricità Mentre i primi due sono usi finali, il terzo è un uso intermedio, e consiste nella trasformazione delle fonti primarie in una forma di energia particolarmente idonea alluso differenziato e alla distribuzione su larga scala. Nei paesi industriali avanzati il 33% dellenergia primaria è utilizzato per produrre mobilità il 33% dellenergia primaria è utilizzato per produrre calore il 33% dellenergia primaria è utilizzato per produrre elettricità

7 Fonti alternative e integrative Le fonti energetiche primarie sono dunque considerate alternative o integrative sulla base della loro attitudine a produrre mobilità calore elettricità a condizioni confrontabili di versatilità disponibilità costo

8 Le politiche di incentivazione delle fonti rinnovabili DAL PRIMO PEN AI TETTI FOTOVOLTAICI

9 Le politiche di incentivazione Gli strumenti normativi Pianificazione energetica PNRE 1975 (Piano Nazionale per la Ricerca Energetica) PEN 1981 (Piano Energetico Nazionale) PEN 1985 PEN 1988 Provvedimento CIP 6/92 Provvedimento CIPE 137/98 Decreto Legislativo 79/99 Decreto Ministeriale (Decreto 2%) Decreto Ministeriale Decreto Ministeriale (Decreto tetti fotovoltaici) Dal 2002 in poi: vedere le deliberazioni dellAutorità per lenergia elettrica e il gas

10 Le politiche di incentivazione PEN 1981 Strategia globale: risparmio energetico diversificazione delle fonti energetiche (carbone, nucleare e fonti rinnovabili) e delle aree di approvvigionamento. Fabbisogno nazionale previsto nell'85: 165 Mtep Contributo delle FER: 0,2% nell85 e 1,1% nel '90. Per la costruzione di nuovi impianti idraulici e geotermoelettrici si stanziano complessivamente miliardi (più 60 previsti dal PNRE). Per lo sviluppo delle nuove fonti rinnovabili si stanziano complessivamente miliardi (più 265 previsti dal PNRE)

11 Le politiche di incentivazione Aggiornamento PEN 1983 Fabbisogno stimato per l'85: 145 Mtep (PEN ' Mtep) Mix di copertura della domanda elettricità idro-geo: 6,9% (PEN '81 6,4%). Fabbisogno stimato per il 1990: Mtep Mix di copertura della domanda: elettricità idro-geo 7% nuove fonti rinnovabili allo 0,1%. Fabbisogno stimato per il 1995: Mtep Mix di copertura della domanda: elettricità idro-geo 7,3% nuove fonti rinnovabili 0,7%.

12 Le politiche di incentivazione Aggiornamento PEN 1988 Nuovi obiettivi delle FER per lanno kW di potenza eolica installata Provvedimenti attuativi del PEN '88 sono le leggi n. 9/91 e 10/91: La legge n. 9/91 affida al CIP il compito di definire i prezzi relativi alla cessione all'ENEL dell'energia elettrica prodotta da FER in base al criterio dei costi evitati; definire le condizioni di assimilabilità delle fonti energetiche a quelle rinnovabili. La legge n. 9/91 dà origine al provvedimento CIP 6/92 che quantifica i prezzi di cessione e dei contributi (saranno poi aggiornati dallAutorità per lenergia elettrica e il gas).

13 Le politiche di incentivazione Provvedimento CIP 6/92 Fissa i prezzi di cessione che lENEL deve corrispondere ai produttori di energia elettrica da FER e assimilate. I prezzi sono determinati sulla base del costo evitato di produzione allENEL: costo evitato di impianto, comprensivo degli interessi passivi; costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali; costo evitato di combustibile. Si aggiunge una quarta componente di prezzo finalizzata al recupero accelerato del capitale investito. I contributi sono tali da rendere competitive la maggior parte delle FER, anche perché l'economia degli impianti è già assicurata dalle finalità originarie (autoproduzione).

14 Le politiche di incentivazione Effetti del provvedimento CIP 6/92 Il provvedimento CIP 6/92 determina evidenti effetti: mutamento dei rapporti fra le diverse componenti del sistema elettrico nazionale (produttori privati, Enel, municipalizzate). sensibile crescita della potenza elettrica installata sostenuta non dal mercato, ma dalle incentivazioni il costo è posto a carico della collettività. I costi annui derivanti dallapplicazione del provvedimento possono essere stimati come segue (2001): miliardi di lire a favore dei produttori privati miliardi di lire a favore dellEnel 200 miliardi di lire a favore delle municipalizzate

15 Le politiche di incentivazione Provvedimento CIPE 137/98 Individua le linee guida e le azioni da intraprendere per il rispetto del Protocollo di Kyoto. La produzione di elettricità da FER deve contribuire a ridurre le emissioni di CO 2. Gli obiettivi specifici e le strategie di percorso sono definite nel Libro Bianco sulle energie rinnovabili approvato dal CIPE nellagosto 1999.

16 Le politiche di incentivazione Decreto Legislativo 79/99 Il Decreto Bersani, che attua la direttiva europea 96/92/CE sul mercato interno sullenergia elettrica, introduce lobbligo, a carico dei grandi produttori e importatori di elettricità, di produrre o acquisire una prefissata quota di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili o assimilate; reca disposizioni, quali la precedenza nel dispacciamento, volte a favorire la diffusione delle FER. Lobbligo di produzione di quote di energia da fonti rinnovabili è un meccanismo di incentivazione indiretta. Si crea di fatto un mercato protetto per le fonti rinnovabili allo scopo di contribuire allevoluzione delle tecnologie e alla riduzione dei costi industriali.

17 Le politiche di incentivazione DM 11 novembre 1999 (Decreto 2%) Decreto attuativo del Decreto Bersan i, obbliga tutti i produttori e gli importatori di elettricità a immettere in rete, a decorre dal 2002, un quantitativo di elettricità da FER pari al 2% dellenergia prodotta (o importata) nellanno precedente da fonti convenzionali (la cogenerazione non rientra in tale obbligo). Il meccanismo di remunerazione degli investimenti si concretizza nel libero commercio di appositi certificati verd i emessi dal GRTN. Gli impianti che hanno diritto alla certificazione verde sono solo quelli da FER (sole, vento, risorse idriche e geotermiche, maree, moto ondoso, rifiuti organici e inorganici e biomasse) entrati in esercizio o modificati in data successiva al 1° aprile 1999.

18 Le politiche di incentivazione DM Ambiente 22 dicembre 2000 Finanziamenti ai comuni e alle aziende del gas per l'installazione di sistemi per la produzione di calore a bassa temperatura. Il programma è rivolto ai comuni e alle aziende distributrici del gas di proprietà comunale che, in relazione all'art. 16, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, devono raggiungere obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili. Il costo del programma per il Ministero dell'ambiente è determinato in lire 12 miliardi più 2,5 miliardi di lire come quota di cofinanziamento del Ministero dell'ambiente all'ENEA, per garantire un'azione di supporto tecnico ai programmi governativi di incentivazione del solare termico.

19 Le politiche di incentivazione DM Ambiente 29 marzo 2001 Programma "Tetti fotovoltaici", finalizzato alla realizzazione nel periodo di impianti fotovoltaici di potenza da 1 a 50 kW collegati alla rete elettrica e integrati/installati nelle strutture edilizie. Il programma è organizzato in due sottoprogrammi: uno rivolto ai soggetti pubblici l'altro indirizzato ai soggetti pubblici e privati. Per entrambe le categorie di soggetti: contributo pubblico in conto capitale fino al 75% del costo di impianto. Il costo complessivo è determinato in lire 60 miliardi più 2,5 miliardi destinato a coprire il costo di alcune attività spettanti allENEA.

20 Le politiche di incentivazione Le erogazioni nel periodo PEN 81: miliardi (più 60 previsti dal PNRE) miliardi (più 265 previsti dal PNRE). CIP 6/92 (in 10 anni): miliardi di lire a favore dei produttori privati miliardi di lire a favore dellEnel miliardi di lire a favore delle municipalizzate DM 22 dicembre 2000: 12 miliardi di lire a favore dei comuni e delle municipalizzate 2,5 miliardi di lire a favore dellENEA DM 29 marzo miliardi di lire in favore di Enti locali e soggetti privati 2,5 miliardi a favore dellENEA.

21 Le politiche di incentivazione Limpegno finanziario Impegno finanziario dello Stato per incentivare le fonti energetiche rinnovabili nel periodo : miliardi di lire La somma è spesata sulla fiscalità generale e sulle tariffe elettriche. Sono esclusi i costi sostenuti attraverso lENEA per i programmi di ricerca e sviluppo.

22 Gli strani effetti delle politiche di incentivazione LA CRISI DEL SISTEMA ENERGETICO

23 Il fabbisogno energetico nazionale Il decennio PREVISIONE DEI VERDI ALLA CNE

24 Il fabbisogno energetico nazionale I dati

25 Il fabbisogno energetico nazionale I dati 2002 Fabbisogno nazionale di energia: 186 Mtep Fonti di produzione nazionale: 18 % Fonti di importazione: 82 % petrolio 49 % gas naturale 31 % energia elettrica 7 % fonti rinnovabili 7% carbone 6 % Fattori di rischio: rigidità (monocultura petrolio e gas naturale) dipendenza strategica (da aree instabili) esborso estero Fattura energetica annua: 30 Miliardi di Euro

26 Il fabbisogno elettrico nazionale I dati 2002 Fabbisogno nazionale di elettricità: 300 G kWh Produzione da fonti nazionali: 16 % Produzione da fonti di importazione: 84 % Mix produttivo: olio combustibile 34 % gas naturale 26% idroelettrico e geotermico 17% carbone e altri combustibili 8% importazioni nette di elettricità 15% Costo medio di produzione del kWh = 112 Lire: 1,6 volte quello medio europeo (35% nucleare) 2 volte quello francese (75% nucleare) 3 volte quello svedese (50% nucleare, 50% idroel.)

27 Il ruolo delle fonti rinnovabili Idroelettrica9.067 Legna e assimilati6.487 Geotermica1.140 CDR267 Biocombustibili222 Eolica51 Solare13 Totale Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in Italia nel 2002: 17,25 Mtep. Il contributo più significativo (96,8%) proviene dalle fonti rinnovabili di tipo classico (idraulico, geotermico, legna da ardere). Il contributo delle nuove FER equivale allo 0,09% del fabbisogno elettrico nazionale. Fonte Mtep

28 Il ruolo delle fonti rinnovabili Copertura del fabbisogno energetico complessivo dellItalia: le FER contribuiscono per il 7,2% il contributo è dovuto in massima parte alle fonti rinnovabili classiche (idroelettrico e geotermico, legna da ardere); le nuove fonti rinnovabili (solare termico, fotovoltaico, eolico, biocombustibili e CDR) hanno un ruolo marginale. Copertura del fabbisogno nazionale di energia elettrica: le fonti rinnovabili hanno fornito complessivamente il 17,6% il contributo è ascrivibile quasi interamente alle fonti rinnovabili classiche (15,7% dall'idroelettrico, 1,9% dal geotermoelettrico); le nuove FER (eolico, solare termico, fotovoltaico, biomasse, biocombustibili, CDR) contribuiscono complessivamente per lo 0,09%.

29 Le prospettive delle nuove fonti rinnovabili UN CONTRIBUTO SOSTANZIALE?

30 Il contributo massimo ottenibile Una stima del contributo massimo ottenibile dalle fonti rinnovabili nella realtà nazionale è contenuta nel documento TERES II del programma ALTENER della DGE della Commissione Europea (1996). Nelle condizioni di scenario più favorevole (best practice policie s) il contributo teorico massimo da nuove FER raggiungibile in Italia nel 2020 è di 20,5 Mtep. Idroelettrica Legna e assimilati9.598 Geotermica5.883 CDR8.304 Biocombustibili6.198 Eolica2.878 Solare3.126 Totale Fonte Mtep

31 La rilevanza sul fabbisogno energetico Il contributo di 20,5 Mtep previsto nelle condizioni di scenario più favorevole (massimo teorico ottenibile) rappresenterebbe meno del 5% del fabbisogno energetico nazionale previsto per il 2020 (previsioni di minima della crescita dei consumi). Il contributo massimo teoricamente ottenibile dalle nuove fonti rinnovabili al 2020 non sarebbe comunque tale da alleviare significativamente i problemi di dipendenza energetica del Paese. Il ruolo delle nuove fonti rinnovabili appare dunque destinato a rimanere marginale anche in una prospettiva di medio-lungo termine.

32 La rilevanza sul fabbisogno elettrico Fra le nuove fonti rinnovabili, fotovoltaico ed eolico continuano ad avere prospettive di rilievo nel settore elettrico. E vero? In Italia sono pendenti ( ) richieste di autorizzazione alla costruzione di 110 centrali elettriche in 62 località diverse. La potenza complessiva degli impianti è di MWe. Gli impianti sono alimentati come segue: 70% a gas naturale 25% a olio combustibile 5% a carbone

33 Il confronto competitivo ANALISI COMPARATIVA

34 Le ragioni del flop La perdurante marginalità delle nuove fonti rinnovabili ha le seguenti cause principali: La non competitività economica derivante dagli elevati costi degli impianti e daI problemi di gestione e manutenzione. Dato il carattere discontinuo delle fonti rinnovabili, nelle applicazioni civili (riscaldamento, produzione di acqua calda sanitaria, elettrogenerazione per uso proprio) e in molti impianti industriali è necessaria la presenza di impianti sostitutivi di tipo classico per la copertura dei fabbisogni nei periodi di indisponibilità. …Limpatto ambientale (!)

35 Impegno del suolo e costi di impianto Per realizzare un impianto elettrico da 1000 MWe è necessario affrontare i seguenti costi: Tipo di impiantoArea occupata (ha) Costo impianto ($/kWe) Nucleare Carbone Olio combustibile Gas (ciclo comb.) Fotovoltaico Eolico

36 Il funzionamento dellimpianto comporta i seguenti oneri per manutenzione e le seguenti disponibilità: Tipo di impiantoManutenzione (mills $ / kWh) Disponibilità (%) Nucleare785 Carbone690 Olio combustibile590 Gas (ciclo comb.)590 Fotovoltaico1015 Eolico1030 Manutenzione e disponibilità

37 Come risultato dei parametri precedentemente illustrati, il costo del kWh prodotto nei diversi impianti è il seguente: Tipo di impiantoCosto (Lire / kWh) Nucleare40 Carbone80 Olio combustibile130 Gas (ciclo combinato)140 Fotovoltaico1000 Eolico200 Costo del kWh prodotto

38 Le conseguenze degli errori del passato ALCUNE RIFLESSIONI

39 Dipendenza dalle importazioni (82% del fabbisogno, 30 miliardi di euro/anno) Sbilanciamento del mix energetico (quota idrocarburi 65%) Sbilanciamento del mix elettrico: dipendenza dallestero 84%, dagli idrocarburi 80%. esborso annuo: 10 miliardi di euro (1/3 della fattura energetica) costo medio del kWh: 60% in più rispetto alla media europea. Per ridurre i costi di produzione importa energia nucleare dallestero (fra il 14 e il 18% nellultimo decennio). Rigidità degli approvvigionamenti Impatto ambientale (tutto carbonio, transito di prodotti petroliferi, obiettivi del Protocollo di Kyoto irraggiungibili) Depressione della ricerca in campo energetico La situazione

40 Il disimpegno della ricerca

41 I motivi: Prelievo costante di MW di potenza elettrica dalla rete estera per ridurre il costo medio del kWh. Di notte il prelievo sulla rete estera corrisponde al 25% del fabbisogno elettrico nazionale. Riserva calda non disponibile. Linterruzione notturna della potenza prelevata dallestero comporta il sovraccarico della rete nazionale e il distacco di tutti gli impianti di produzione. La capacità di trasporto degli elettrodotti che ci collegano alla rete europea è saturata ormai da molti anni. La realizzazione di nuovi elettrodotti è ostacolata dalle amministrazioni locali per il terrore dellelettrosmog. Il blackout del

42 I rimedi: posizione degli ambientalisti: Non si devono fare nuove megacentrali e non servono nuovi elettrodotti: la soluzione è nella generazione diffusa basata sulle nuove fonti rinnovabili. posizione del governo: È necessario costruire nuove centrali per rendere il sistema elettrico nazionale autosufficiente. la nostra posizione: lautosufficienza con petrolio e gas eleva ulteriormente il costo medio del kWh e pone fuori mercato il sistema produttivo. nel breve termine: incrementare limportazione di energia elettrica dai paesi nucleari (costruire nuovi elettrodotti). nel medio-lungo termine: costruire nuovi impianti nucleari. Il blackout del

43 Lenergia nucleare SITUAZIONE E PROSPETTIVE

44 Il disastro di Chernobyl ha prodotto un ripensamento generale sullenergia nucleare, che a livello mondiale è ormai in via di abbandono … Non è vero: Potenza nucleare in funzione nel mondo al : MWe Potenza nucleare in funzione nel mondo al : MWe Crescita della potenza nucleare fra il 1985 e il 2002: 44 % Il dopo-Chernobyl

45 La situazione mondiale dellenergia nucleare al : Reattori in esercizio: 441 Potenza complessiva: MWe Produzione complessiva: 2.574GkWh Nuovi reattori collegati alla rete nel 2002: 6 Potenza complessiva dei nuovi reattori: 5.013MWe Nuovi reattori ordinati nel 2002: 7 Reattori in costruzione nel mondo: 32 Lenergia nucleare nel mondo

46 Il nucleare ha un ruolo marginale, poiché da esso proviene solo il 7% dellenergia prodotta nel mondo… Il nucleare non serve a produrre energia, ma energia elettrica. Il suo contributo va quindi confrontato con la produzione di energia elettrica. Lenergia nucleare contribuisce alla produzione elettrica (dati ONU- IAEA 2002): per il 35 % in Europa per il 25 % nei paesi dellOCSE per il 17 % a livello mondiale Oggi lenergia nucleare è la prima fonte di produzione elettrica in Europa (davanti al carbone). Il ruolo del nucleare

47 Il nucleare è in via di abbandono nei paesi occidentali, dove non si costruiscono più reattori; resiste solo in Asia… I paesi che già impiegano estesamente lenergia nucleare non costruiscono nuove centrali perché non ne hanno bisogno, in quanto: hanno raggiunto un mix produttivo equilibrato; il nucleare serve per la copertura del carico di base; sono raddoppiati i fattori di disponibilità degli impianti; la vita di una centrale nucleare è estensibile fino a 60 anni. Ben diversa è la situazione nei paesi che sono lontani dallaver raggiunto un mix energetico ottimale, come il Giappone, la Corea, la Russia, la Cina e la Finlandia (che ha deciso di realizzare il suo quinto impianto nucleare). Il nucleare è in via di abbandono?

48 La Svezia ha deciso di uscire dal nucleare… La Svezia, in seguito a un referendum tenutosi nell80, dopo lincidente di Three Mile Island, avrebbe dovuto uscire dal nucleare a partire dal 92. La fermata del primo reattore (centrale di Barsebäck) è avvenuta solo allinizio del 2000 Successivamente il governo ha deciso di rinviare sine die la fermata del secondo reattore per la mancanza di alternative valide sul piano economico e ambientale. La Svezia ha tuttora undici reattori nucleari che funzionano a pieno regime coprendo il 46% del fabbisogno elettrico nazionale (la parte restante proviene dallidroelettrico). La Svezia e il nucleare

49 La Germania ha deciso di uscire dal nucleare… In Germania il governo ha deciso di limitare a 35 anni la vita utile degli impianti nucleari installati. Lapplicazione di questa decisione porterebbe a una graduale chiusura degli impianti nucleari dopo 35 anni di esercizio, e in questa ipotesi l'ultimo reattore oggi esistente sarebbe fermato nel Le associazioni industriali, scientifiche e dei consumatori hanno fatto presente al Governo che il Paese (che peraltro dispone di ingenti risorse carbonifere) non può permettersi di rinunciare a una fonte che copre il 33% del fabbisogno elettrico nazionale. Nel frattempo solo uno dei reattori tedeschi in funzione prima della decisione è stato fermato (per altri motivi). La Germania e il nucleare

50 La Francia ha costantemente confermato la scelta nucleare … La Francia registra il costo del kWh più basso dEuropa e il più stabile rispetto alle fluttuazioni del prezzo dei combustibili fossili. La sua dipendenza energetica dallestero si è ridotta dal 78% al 50% dal 73 ad oggi. A ciò si accompagnano: il fatturato estero dovuto allesportazione di energia elettrica; il fatturato estero dellindustria nucleare; una riduzione del 30% delle emissioni di CO 2 dal 75 ad oggi; lazione trainante esercitata dalla tecnologia nucleare sullo sviluppo tecnologico. La Francia e il nucleare

51 Il nucleare nel futuro Le previsioni di sviluppo dellONU-IAEA

52 Lenergia nucleare è economicamente vantaggiosa, ma… un impianto nucleare richiede un investimento iniziale circa doppio rispetto a quello richiesto da un impianto convenzionale. la realizzazione di una centrale nucleare richiede un tempo almeno doppio rispetto al tempo di realizzazione di una centrale convenzionale. La complessità delliter autorizzativo e le resistenze per laccettazione dellimpianto prolungano ulteriormente i tempi realizzativi (la costruzione della centrale di Caorso ha richiesto 10 anni). Posto che non esistano altri ostacoli, chi sceglierebbe un investimento doppio e a redditività differita per immettere sul mercato lo stesso prodotto? i meccanismi di mercato non sono i soli ad operare altri meccanismi ostacolano la riapertura dellopzione nucleare in Italia è necessaria una politica specifica Anche il mercato va aiutato


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