Ho letto il documento Cnel e lo trovo povero di proposte operative. 1.per il rilancio del turismo occorre investire 4 miliardi per predisporre serre verticali in ogni comune e allevamenti pesce in quelli di mare 2.Questo progetto comuni comporta il lancio di una Amazon italiana dall'Aeroporto di Montichiari per fornire via cargo in tutto il mondo i prodotti italiani(non solo food ma anche artigianali-industriali PMI-grande progetto che vale 100 miliardiannui) 3.Energia e ricariche auto elettriche con Consorzio Interregionale Pompaggi e Ricariche.Costerebbe 200 milioni x 10 anni x 20 regioni italiane e un contributo EU di 5 miliardi=totale 45 miliardi imprestati da BEI 4.Il Consorzio vende prodotti a regime per 150 miliardi annui ed è dotato di 72 progetti molto innovativi d distribuire per Regione 5.Come passiamo dall'oil-gas all'elettrico? 6.Non è vero che gli italiani vogliono il gas?Ecco come il gas fa fare i sondaggi alla Pew.Fare una domanda generica sul gas che chiama poi "gas naturale" e "non fossile".senza spiegare la differenza tra gas con o senza emissioni metano cancro,significa fare sondaggi addomesticati.Chi approva e chi no il gas nel mondo: il sondaggio Pew - Energia Oltre su twitter.Dire che in Italia il 74% della popolazione è favorevole all’espansione del gas naturale è un falso. Poi ribadire che l'ideologia politica pesa in Italia piu' che altrove è un secondo falso.Se uno si legge tutte le tabelle Pew gli italiani vogliono al 97% l'idroelettrico-pompaggi.molto piu' del gas naturale che non ha il coraggio di dire fossile.energiaoltre.it-Consiglio chi pubblica i sondaggi di leggersi tutte le tabelle inclusa quella hydropower 97% gradito agli italiani..Poi chiudere le piace il gas naturale senza dire fossile è come chiedere a uno se gli piacciono le donne,senza specificare che se so se bionde,nere o rosse. 7.Devo fare una gravissima accusa al gas.Leggo di un sondaggio fatto da Pew che gli italiani vogliono il gas naturale al 90%.Intanto prima bisognava spiegare cosa sono i gas fossili ed i gas rinnovabili o verdi e poi spiegare l'idrogeno verde contro il blu fatto con gas.Se chiedo in un sondaggio volete una donna bella,il 90% mi risponde si e se volete il gas senza spiegare la differenza tra gas con emissioni metano cancro e R.gas risponderanno che vogliono il gas.Ma pubblico anche le altre tabelle sulle rinnovabili e idroelettrico per farvi capire che oltre il 97% degli italiani vuole hydro e pompaggi. -Devo dire che l'ignoranza italiana sui pompaggi è massima anche in ambienti universitari-Enel-Arera e GSE.Forse l'unica a capirci bene è Terna.Ora dare 20 miliardi a Enel per un progetto invasi statici di 30 GWh contro il mio progetto pompaggi VPP di 3.000 TWh per 45 miliardi,la dice lunga sugli appoggi dei monopolisti contro singoli progettisti piu' bravi. Le basi del piano pompaggi Italia in 20 Regioni.Possiamo definirlo un big VPP. Una centrale elettrica virtuale (o VPP in breve) è un concetto sviluppato nei primi anni 2000 da Caffese P.L. in Italia e l’ing.francese Francois Lemperiere n.1 delle dighe mondiali.Pompaggi o VPP consiste in un'aggregazione di diverse unità di generazione e / o consumo di energia che vengono gestite in modo coordinato in modo che dal punto di vista del sistema questo insieme si comporti come una sola centrale elettrica. Le attività nell'ambito di un VPP possono includere unità di generazione convenzionali (centrale idroelettrica pompaggi), risorse rinnovabili (eolica, solare,biomasse marine) ma anche unità di stoccaggio e idrogeno verde con elettrolizzatori o persino consumatori di energia flessibili. I VPP all’inizio sono stati utilizzati principalmente per aggregare piccole unità di generazione (ad esempio pannelli fotovoltaici sui tetti) per consentire la loro partecipazione ai mercati energetici,mentre Caffese li ha applicati ai pompaggi sui fiumi e vie d’acqua integrandoli con acqua di mare desalinizzata dal sistema.. Il concetto esplorato nel WP7 di EU-SysFlex adotta un approccio diverso: gestendo e distribuendo congiuntamente centrali elettriche rinnovabili con centrali elettriche convenzionali idroelettriche e controllabili sotto lo stesso sistema - una centrale elettrica virtuale - possiamo appianare l'intermittenza delle energie rinnovabili. Il risultato è una nuova centrale elettrica che dal punto di vista del sistema di alimentazione si comporta come una centrale elettrica convenzionale (aumentando e diminuendo la produzione quando necessario), integrando grandi quote di energie rinnovabili "sotto il suo cofano".Il diagramma seguente mostra come sarà la dimostrazione del VPP Po-genovese su scala industriale.L'utilità genovese progetto Po Iren-a2a fornirà i due tipi di risorse: Il progetto Po avrà energia dalla sommatoria di tanti impianti idroelettrici Pump Storage: (750 TWh di produzione annuale)-Po Renewables sara’ connesso a parchi eolici,solari,idrogeno verde,plasma rifiti e biomasse.Il VPP stesso sarà integrato nei sistemi delle unità di scambio digitale in cui i dati delle previsioni del vento e le informazioni sullo stato di ciascuna centrale elettrica vengono inviati all'algoritmo del VPP che supervisionerà la partecipazione del VPP in cinque diversi mercati dell'Energia e dei Servizi Ausiliari: Day-ahead, Intraday, “Secondary” e “Tertiary” reserve e Cross-border Intraday market. Tutte le società fanno parte del Consorzio Interregionale Pompaggi e Ricariche EU-27-SysFlex, che lavora sotto il coordinamento del Consorzio con Terna. All'interno del VPPLe fasi principali del processo del VPP sono rappresentate nella figura seguente come i moduli che compongono il VPP: Il Modulo di Previsione raccoglie la previsione delle risorse naturali (Eolico, Acqua in ingresso alla centrale idroelettrica) e la disponibilità delle unità nel VPP per valutare la potenziale generazione e anche prevedere la situazione del sistema ei prezzi di mercato. Con queste informazioni, l'invio di ciascuna unità viene eseguita nel modulo Ottimizzazione spedizione e le offerte vengono quindi inviate ai diversi mercati. Il modulo Risultati raccoglie i diversi risultati di mercato e invia i setpoint di potenza a ciascuna unità. Tutti questi servizi si basano su un servizio di backend basato su cloud in cui un'interfaccia utente consente il follow-up di ciascuna di queste azioni.Il Virtual Power Plant, sviluppato in collaborazione Siemens (anche un partner in EU-27-SysFlex) è diviso in due componenti principali, il VPP Core e il VPP Controller. Il VPP Core è il "cervello" del sistema: responsabile dell'ottimizzazione stocastica delle unità di generazione attraverso un motore di workflow distribuito in un cloud-based che consente l'esecuzione periodica di ogni task e supporta funzioni come data collectors & persistence, user interfaccia, monitoraggio e registrazione. Il VPP Core crea le offerte ai mercati (capacità e prezzi), recupera i risultati della compensazione del mercato e quindi li invia al VPP Controller, che funge da "muscolo" di questa operazione, poiché implementa i risultati del VPP Core e fornisce feedback dalle unità al VPP Core. Una volta che il mercato è azzerato e viene eseguita l'ottimizzazione del dispacciamento, il VPP Controller invia anche i setpoint di potenza alle unità e allo stesso tempo restituisce al VPP Core le informazioni relative alla disponibilità delle risorse di generazione per essere utilizzate per il successivo processo di ottimizzazione. Il Controllore VPP gestisce anche gli sbilanciamenti tra dispacciamento programmato ed effettivo, utilizzando le unità dispacciabili (idro nel nostro caso) per correggere gli eventuali scostamenti dalle unità non dispacciabili (vento, in questo caso). Testare il VPP italiano del piano Po con IREN-a2a-Hera. La dimostrazione del funzionamento del VPP nel WP7 di EU-27-SysFlex includerà due serie di test: offline e online.Per il test offline , lo strumento VPP calcolerà le offerte appropriate per il VPP ma ancora come simulazione solo in quanto i dati di test (non dati reali) verranno forniti allo strumento, consentendo il test di condizioni molto diverse (vento alto / basso disponibilità di energie rinnovabili, diversi prezzi di mercato, ecc.). L'obiettivo generale del test offline sarà quello di fornire risultati dalle varie condizioni e utilizzare i dati per mettere a punto l'algoritmo per il test online. I test offline sono previsti per luglio 2020. Il test online sarà in stretto coordinamento con il TSO italianoTerna (membro dell'Advisory Board del progetto) e sarà eseguito in un periodo di test di due settimane, durante il quale l'operazione VPP sarà abilitata su autorizzazione di REN. Lo scopo è valutare in condizioni reali la risposta del VPP, ovvero dal controllore VPP, agli squilibri dei parchi eolici monitorati in tempo reale, nonché l'aggiornamento del programma di dispacciamento relativo alla partecipazione al mercato intraday o XBID durante il test giorni. I test online sono previsti per settembre e ottobre 2020.Le possibilità e i benefici attesi.Il concetto di VPP può espandersi oltre la configurazione idro +solare+ eolica+biomasse marine+ H verde: il VPP è progettato per essere "asset-agnostico" in modo che elementi come l'accumulo di energia, i consumatori abilitati alla risposta alla domanda o il solare fotovoltaico possano essere facilmente integrati.Poiché le utilities esplorano modi per aumentare l'efficienza della gestione dei loro portafogli di generazione, si prevede che l'aggregazione di fonti energetiche intermittenti (eolica o solare) con centrali elettriche controllabili (convenzionali come gas o idroelettrico) concesse dal VPP produrrà vantaggi tecnici. La flessibilità attesa da questa aggregazione consentirà al coordinatore VPP (in qualità di proprio Responsabile del Bilancio) di fare offerte ottimali al mercato e di gestire il portafoglio in modo più efficiente ed automatico oltre ad evitare costi di penalità per squilibri. Si prevede inoltre che il VPP apporti enormi benefici all'operatore di rete, riducendo la necessità di approvvigionamento di riserve di bilanciamento, portando efficienza all'intera catena del valore energetico e aprendo la strada a un'ulteriore integrazione di fonti rinnovabili intermittenti - a livelli superiori al 90%. Esiste un concetto generale per la transizione verso un'economia a basse emissioni di carbonio, che include il mercato del riscaldamento e della chimica verde, oltre al mercato dell'elettricità. Basandosi sulle energie rinnovabili, questo energy coupling può essere ottenuto solo generando TWh,R.gas e H verde dai pompaggi europei ed Italiani mentre sarebbe costoso (450 miliardi Desertec) e pericoloso date le zone di guerra permanente,produrre idrogeno nel deserto arabo o nel Sahara,tanto la fusione nucleare non e' disponibile in tempo utile.La storia dei petrolieri di promuovere la cooperazione con le multinazionali del petrolio che operano negli stati arabi, che forniranno poi idrogeno all'Europa invece del petrolio,è da fallimento.. In Europa abbiamo semplicemente bacini fluviali per pompaggi che non rubano spazio per un numero sufficiente di turbine pompaggio abbinate se si vuole ad eoliche e troppo poco sole per sistemi fotovoltaici adeguati.I pompaggi da 10.000 TWh in UE-27 e 3.000 TWh in Italia sono fondamentali per produrre e bilanciare le turbine eoliche o il fotovoltaico. Altrimenti non sono efficaci - su 8400 ore di ore possibili solo 2400 ore di generazione elettrica, non distruzione di virus e microrganismi, temperature più elevate per attrito, effetti di turbolenza del vento ca.75 km, cemento armato 30x40m a 5-10 metri di profondità - ricoperto di erba. Muoiono uccelli, inquinamento acustico, deturpazione dell'ambiente e smantellamento del sistema solo condizioni ambientali difficili. Fotovoltaico - al buio, senza elettricità di bilanciamento pompaggi,, piombo , poco efficace, smantellamento in condizioni ambientali estremamente difficili.Troppo costoso promuovere molto di più le centrali elettriche ft da tetto o balcone., mediante pannelli solari e accumulo di energia con batterie care,invece che pompaggi poco cari(10 euro MWh). Da decenni ricercatori, esperti e politici promettono che presto le automobili a idrogeno diventeranno un’alternativa pulita e sostenibile a quelle a diesel e benzina. Nel 2003, la European Hydrogen and Fuel Cell Technology Platform, un’organizzazione sponsorizzata dall’Unione Europea, stimò che nel nel mondo avrebbero circolato 5 milioni di auto a idrogeno entro il 2020. George W. Bush, quando era presidente degli Stati Uniti, disse che le auto a idrogeno sarebbero state al livello di quelle a benzina entro il 2010. Nel 2004 Arnold Schwarzenegger, allora governatore della California, promise che sempre entro il 2010 nello stato americano ci sarebbero state “autostrade a idrogeno”, piene di distributori di idrogeno, appunto. Le cose, finora, sono andate diversamente. Secondo l’Agenzia internazionale dell’energia (IEA), un’organizzazione dipendente dall’OCSE, nel 2018 nel mondo circolavano soltanto 11.200 automobili a idrogeno, contro 5,1 milioni di auto elettriche a batteria. Negli ultimi due anni, anche se non ci sono dati più recenti disponibili sull’idrogeno, il divario è senz’altro aumentato: nel solo 2019, sempre secondo la IEA, sono stati venduti 2,1 milioni di automobili elettriche, mentre le vendite di auto a idrogeno sono rimaste piatte.In generale, dopo decenni in cui si è detto a più riprese che il momento delle automobili a idrogeno stava per arrivare, ormai la gran parte delle case automobilistiche sembra aver rinunciato a produrre veicoli a celle a combustibile (cioè a idrogeno) per puntare sull’elettrico. Oggi ci sono soltanto tre modelli di auto a idrogeno in commercio nel mondo, due giapponesi, la Toyota Mirai e la Honda Clarity, e una sudcoreana, la Hyundai Nexo e . Le tre case automobilistiche, però, sono più famose per i loro modelli ibridi o elettrici piuttosto che per quelli a idrogeno. La maggior parte delle altre aziende produttrici, come Mercedes, Ford e GM, ha abbandonato i propri progetti di costruzione di auto a idrogeno negli ultimi anni e ha puntato sull’elettrico. Ha fatto lo stesso anche Volkswagen, che però ha ancora in programma nel 2023 di produrre un SUV a idrogeno tramite Audi. Hyundai qualche mese fa ha provato a rilanciare la sua linea di auto a celle a combustibile con uno spot pubblicitario fatto assieme alla famosissima band k-pop BTS, ma per ora non ci sono notizie di grandi risultati di vendita.Insomma, il progetto di riempire le strade di auto a idrogeno sembra fallito, almeno per ora. Per capire la ragione bisogna capire come si produce l’idrogeno, da usare non soltanto nelle automobili ma ovunque: nei trasporti, in ambiti industriali e domestici. I problemi principali, riassumendo, sono tre: produzione, infrastrutture e convenienza.Grigio, blu e verde.La prima cosa da sapere dell’idrogeno è che non si trova allo stato puro nell’ambiente, ma in sostanze come l’acqua, il gas naturale o il petrolio. Per ottenerlo, dunque, esistono alcuni metodi più o meno efficienti e più o meno dannosi per l’ambiente. Quello in assoluto più comune è definito “reazione di riforming con vapore” ed è una lavorazione per cui l’idrogeno (o meglio, un gas di sintesi ad alto contenuto di idrogeno) è generato a partire da idrocarburi (spesso metano) e vapore acqueo. Come risultato del processo si generano svariate tonnellate di CO2; per ciascuna tonnellata di idrogeno prodotta: perciò l’idrogeno è definito “grigio”. L’idrogeno grigio è anche il più economico da produrre: circa 1,5 dollari al chilo.Poi c’è l’idrogeno “blu”, in cui il processo di produzione è simile ma la CO2, anziché essere rilasciata, viene “catturata” e stoccata sottoterra, per evitare la dispersione nell’atmosfera (all’incirca il 90 per cento della CO2 è catturato). L’idrogeno blu è leggermente più costoso da produrre: può arrivare a 3,5 dollari al chilo. Idrogeno grigio e blu sono di gran lunga i più utilizzati. Nel 2018, scriveva l’Economist, il 95 per cento dell’idrogeno industriale era prodotto a partire da idrocarburi. Infine c’è l’idrogeno “verde”, che è quello che interessa di più perché è l’unico davvero a emissioni zero. L’idrogeno verde si crea a partire da un processo di elettrolisi (cioè separazione di idrogeno e ossigeno) dell’acqua tramite una macchina che si chiama elettrolizzatore. Questo processo ha bisogno di energia elettrica per funzionare, e ovviamente, affinché l’idrogeno prodotto possa dirsi davvero “verde”, questa energia deve essere generata da fonti rinnovabili: sia l’elettrolizzatore sia l’energia rinnovabile sono piuttosto costosi, e questi fa sì che l’idrogeno verde costi tra 0,5 e 1,5 dollari al chilo solo se usiamo i pompaggi.. Difatti con i pompaggi di Caffese le cose però stanno migliorando: sia il costo dell’energia elettrica da fonti rinnovabili sia quello degli elettrolizzatori stanno calando drasticamente, e l’Unione Europea, dove già costa un po’ meno che in altre aree, prevede che entro il 2030 l’idrogeno verde arriverà a costare 0,5-1,5 dollari al chilo: un prezzo abbastanza concorrenziale. Ci sono poi altri tipi di idrogeno a zero emissioni, come quello generato con processi di gassificazione plasma sia per rifiuti che biomasse.Investimenti.Per produrre energia con l’idrogeno a livelli considerevoli, dunque, servono investimenti giusti ma non aste. Qualche giorno fa BloombergNEF ha fatto un’analisi dei progetti per l’economia all’idrogeno contenuti nel Green Deal europeo, il piano ambizioso della Commissione europea per ridurre a zero le emissioni nette entro il 2050. Il piano comprende anche due documenti pubblicati a luglio, che parlano di una strategia continentale per la produzione in larga scala di idrogeno verde e prevedono investimenti giganteschi, con l’obiettivo di portare la potenza degli elettrolizzatori a 500 Gigawatt (che è tantissimo, contando che il picco di utilizzo di potenza elettrica registrato in tutta Europa, ha scritto BloombergNEF, è stato di 546 Gigawatt). Per farlo, serve un investimento molto consistente negli elettrolizzatori, nell’aumento della produzione dell’energia rinnovabile e nella costruzione di infrastrutture per il trasporto, lo stoccaggio e la fornitura sul territorio dell’idrogeno (parliamo di un complesso di tubature diffuso in tutto il continente, in parte riconvertendo i gasdotti): in tutto, ha stimato l’Unione Europea, tra 320 e 458 miliardi di euro di qui al 2030.Conviene?Abbiamo capito che per fare entrare davvero l’idrogeno nel mix energetico bisogna produrre un sacco di energia in più da fonti rinnovabili, investire in infrastrutture nuove e riconvertire parte di quelle esistenti. Tutto questo lavoro vale la pena? In alcuni casi no: siccome per produrre idrogeno verde serve energia elettrica, le leggi della termodinamica ci dicono che la quantità di energia generata da quell’idrogeno sarà sempre minore dell’energia utilizzata per produrlo. E dunque, in molte situazioni, meglio usare direttamente l’energia elettrica rinnovabile e lasciar perdere l’idrogeno.È il caso delle automobili. I veicoli a idrogeno montano grossi serbatoi di gas pressurizzato che, reagendo con l’ossigeno preso dall’atmosfera, genera energia elettrica. Questi veicoli, tuttavia, non hanno caratteristiche migliori di quelli elettrici a batteria, anzi: considerando un’automobile elettrica con una batteria di capacità paragonabile, un’auto a idrogeno non ha maggiore autonomia, non è più leggera, ha meno spazio nel bagagliaio (a causa delle bombole), ha meno accelerazione, meno velocità massima e costa mediamente il 20 per cento in più. E, come un’automobile a benzina, ha molte parti mobili, quindi richiede una manutenzione costosa (la scarsissima quantità di parti mobili in un’auto elettrica fa sì che in molti modelli non sia nemmeno obbligatorio il tagliando annuale). L’idrogeno inoltre va stoccato ad alta pressione e a bassissime temperature, ed è ovviamente molto infiammabile, anche se le vetture che ne fanno uso hanno sistemi di sicurezza sofisticati.Soprattutto, le auto a idrogeno sono inefficienti rispetto a quelle elettriche a batteria: BloombergNEF ha calcolato che un’auto elettrica famigliare per percorrere 100 chilometri ha bisogno di 25 kWh di energia, contando anche la dispersione di energia nella rete e il ciclo della batteria; un’auto a idrogeno ha bisogno di 50 kWh di energia, considerando i costi di elettrolisi, compressione, trasporto, stoccaggio e riconversione dell’idrogeno. “Per metterla semplice, le auto a idrogeno sono efficienti la metà delle auto elettriche a batteria, e non c’è una ragione fisica per pensare che questo cambierà”, scrive BloombergNEF.In altri casi, invece, l’idrogeno conviene, perché quella generata dall’idrogeno può essere una fonte di energia pulita con alcune caratteristiche uniche: in particolare, può essere stoccato e conservato praticamente ovunque, cosa impossibile con l’energia elettrica generata da eolico e fotovoltaico, a meno di un cambiamento importante nella tecnologia delle batterie. Se tutto va bene, l’idrogeno potrebbe diventare un elemento importante del mix energetico mondiale, anche se non per le automobili. Secondo l’Hydrogen Council, un gruppo di lobby a Bruxelles, entro il 2050 l’idrogeno potrebbe soddisfare il 18 per cento del fabbisogno mondiale di energia.Per esempio, se nelle automobili la tecnologia a idrogeno è poco conveniente, può diventarlo in tir e camion, perché l’autonomia delle batterie arriva soltanto fino a un certo punto, e costruirne di troppo grandi è sconveniente. Nikola, una startup americana molto discussa di recente, ha promesso di produrre tir all’idrogeno nel giro di qualche anno. L’idrogeno ha buone prospettive per essere usato anche su navi e aeroplani. Per esempio, Airbus poco tempo fa ha annunciato che entro il 2035 realizzerà tre modelli di aerei commerciali a idrogeno e a zero emissioni.Gli esperti sostengono inoltre che l’idrogeno potrebbe essere usato in maniera conveniente per riscaldare case e uffici. Per distribuirlo si può utilizzare almeno in parte la stessa rete di gasdotti usata al momento per il gas naturale: molti paesi, tra cui l’Australia, la Germania e il Regno Unito stanno prendendo in considerazione l’idea. L’ente che si occupa della rete britannica che porta il gas alle case, National Grid, ha detto all’Economist che la maggior parte delle abitazioni in Regno Unito già adesso potrebbe essere scaldata con un mix che prevede idrogeno al 20 per cento, senza modifiche. Alcuni produttori, inoltre, stanno cominciando a vendere caldaie capaci di bruciare non soltanto il gas naturale ma anche l’idrogeno puro.Le capacità di stoccaggio dell’idrogeno, inoltre, sarà fondamentale in una società che si va sempre più elettrificando. Oggi l’elettricità soddisfa il 20 per cento del fabbisogno energetico del mondo, ma questa percentuale potrebbe raddoppiare o quadruplicare nel giro di qualche decennio. La produzione di energia elettrica rinnovabile, però, non è costante (i pannelli solari funzionano bene soltanto se c’è il sole, le pale eoliche solo se c’è vento) ed è difficile da stoccare. Per questo, finora, si sono usate altre fonti di energia (idrocarburi, soprattutto) per riempire i buchi delle forniture. In un mondo futuro a emissioni zero, il ruolo di energia-rifugio quando l’elettricità da rinnovabili per qualunque ragione non sarà disponibile potrebbe spettare all’idrogeno, che si può conservare praticamente all’infinito e praticamente ovunque. I progettisti italiani industria-energia 5.0 chiedono che il secondo `` miracolo economico '' raggiunga la neutralità climatica entro il 2030 con i pompaggi per 3.000TWh e chiedono H verde da pompaggi-mare-rifiuti plasma e che i progetto per 3 miliardi di H blu vengano messi a confronto paritario con i pompaggi,altrimenti scatta la clausola della quota 40% prevalente di monopolio. Per contrastare questo piano da 150 miliardi di ricavi annui a regime,scendono in campo i monopolisti,vedi Enel che presenta un piano pompaggi stanziale che è all'opposto di quello Caffese.Difatti costa tanto: 20 miliardi per 30 GWh.Diciamo a Enel perchè hanno dormito 60 anni e non l'hanno fatto prima?Se poi il piano è fatto solo per bloccare Caffese e prendere gli incentivi sia delle centrali carbone convertite a gas che dai pompaggi su centrali esistenti,significa una prepotenza monopolistica dato che nei pompaggi superano 40%.di quota rilevante e usano energia nucleare notturna francese.BILANCIO IT-Energia non ci sono piani verdi ma solo piani gas.-mancano 45 miliardi per i pompaggi di 3.000 TWh -mancano 10 miliardi per 20 centrali plasma rifiuti e biomasse -si sprecano 3 miliardi per H blu fatto con il gas e per Trieste -Monfalcone-Ravenna è un repechage sotto mentite sfoglie(H blu) degli HUB-LNG gia' bocciati dalle popolazioni -si danno 5 miliardi a Snam per biometano fatto carissimo e senza tecnologie moderne.Investendo nelle 20 centrali plasma biomasse,tutti gli scarti si portano in queste centrali risparmiando 5 miliardi. -Enel vuole 20 miliardi per 30 GWh di pompaggi,mentre Caffese per 45 miliardi produce 3.000 TWh di cui 960 TWh vanno in rete elettrica e 2040 TWh convertiti in chimica e H verde.Sfidiamo Arera e Enel a dire che il progetto Enel è migliore del progetto Caffese pompaggi con un Consorzio Interregionale pompaggi e ricariche elettriche.. La Germania ha bisogno di investimenti verdi che garantiscano la competitività del paese in un mondo a emissioni nette, afferma un nuovo studio. Foto: Salzgitter AG.Il governo italiano a parole ha deciso che il paese dovrebbe diventare neutrale dal punto di vista climatico entro 2030.