La valle incantata delle rinnovabili è una truffa: ecco il loro lato oscuro

Immaginate un mondo dove l’energia nasce dal soffio gentile del vento che accarezza le colline, dove il sole accende pannelli scintillanti come specchi d’acqua posati sui campi, trasformando la luce in vita silenziosa. Immaginate turbine eoliche che danzano lente contro il cielo azzurro, come giganti benevoli che custodiscono il domani; pannelli fotovoltaici che catturano i raggi dorati e li restituiscono in forma di elettricità pulita, senza fumo, senza rumore, senza ferite visibili al pianeta.

È la promessa incantata delle rinnovabili: un’energia che sembra sgorgare direttamente dalla natura stessa, innocente e infinita, un ritorno all’armonia primordiale tra uomo e creazione. Prati verdi punteggiati di bianco e argento, orizzonti non più deturpati da ciminiere, aria limpida che profuma di erba e di futuro. Una sinfonia ecologica in cui ogni rotazione di pala è un verso di poesia, ogni riflesso solare un inno alla sostenibilità…

Un brusco risveglio

Poi però, nel bel mezzo del vostro sogno, il vostro partner vi sveglia di soprassalto e vi ricorda che dovete pagare la bolletta della “luce”, e allora quel dolce sogno si trasforma in un incubo. Eh sì, perché voi forse non lo sapete ma tutto quel “green” lo sostenete voi di tasca vostra, proprio con una parte dei soldi della vostra bolletta e, per far svanire del tutto le immagini del vostro sogno idilliaco, vi basti pensare che, negli ultimi 20 anni, questo sogno “green” vi è già costato 10.000 euro circa.

Ma poi, a pensarci bene, questo green sarà “vera gloria”? La realtà fisica spietata e tradotta in numeri racconta purtroppo un’altra storia. Le fonti rinnovabili intermittenti – eolico e fotovoltaico – sono bellissime sulla carta e nelle brochure promozionali (oddio, gli orribili pannelli fotovoltaici neri nemmeno poi tanto), ma quando si guarda ai dati concreti emergono aspetti a dir poco sconcertanti che pochi vogliono vedere, mettendo in luce le loro significative esigenze in termini di materie prime, occupazione di suolo e i controversi costi e modalità del ripristino ambientale a fine vita.

L’impronta materiale

Contrariamente all’idea dominante di “energia leggera” e di “energia pulita”, le fonti rinnovabili richiedono una quantità notevole di materiali per produrre la stessa quantità di energia rispetto alle centrali tradizionali nell’arco della loro vita utile.

Non ci credete? Proviamo allora a farci due conti della serva esaminando i dati salienti di sei diversi tipi di impianti di produzione di energia elettrica. Cominceremo dalle tanto vituperate centrali termoelettriche a combustibili fossili, a carbone e a gas, continueremo con il caso di una centrale nucleare, purtroppo francese, anche se l’auspicio è vederne finalmente anche da noi, e passeremo infine alle fonti cosiddette “rinnovabili”: idroelettrico, eolico e fotovoltaico.

1. Centrale a carbone di Torre Valdaliga Nord (RM)

Cominciamo la nostra carrellata da un fiore all’occhiello dell’impiantistica industriale italiana, la centrale termoelettrica a carbone Enel di “Torre Valdaliga Nord” situata nella zona nord di Civitavecchia, un gioiello tecnologico per soluzioni impiantistiche all’avanguardia e per l’utilizzo intelligente del suolo.

È il frutto di una profonda rivisitazione di un precedente sito produttivo Enel ultimata intorno al 2010 ma, a seguito delle folli politiche “green” varate proprio in quegli anni, non ha mai potuto lavorare a pieno regime, cioè a quel fattore di carico di progetto del 95 per cento, ma è stata via via sempre più sottoutilizzata negli anni fino al suo spegnimento definitivo avvenuto lo scorso 31 dicembre, in linea con il phase-out nazionale del carbone (PNIEC) e il piano industriale Enel. Gli impianti sono mantenuti in preservazione per eventuali emergenze energetiche, ma nel 2025 non sono mai stati attivati. Ecco i dati salienti:

• Potenza nominale: 1.980 MW
• Vita utile: 60 anni
• Fattore di carico di progetto: 95 per cento
• Produzione globale attesa alle condizioni di progetto: 990 TWh
• Superficie occupata: 70 ettari
• Materiali principali impiegati:
  • Calcestruzzo: 1.000.000 tonnellate (1.000 kg/GWh)
  • Acciaio: 500.000 tonnellate (500 kg/GWh)
  • Rame: 2.000 tonnellate (2 kg/GWh)
  • Alluminio: 1.800 tonnellate (1,8 kg/GWh)
  • Lana di roccia: 5.000 tonnellate (5,1 kg/GWh)
  • Carbone: 320 ton/GWh
  • Densità di energia: 23.570 kWh/m²/anno

2. Centrale turbogas “Marghera Levante”

La centrale termoelettrica di “Marghera Levante”, situata a Porto Marghera (VE) e gestita da Edison, è considerata la centrale a ciclo combinato più efficiente d’Italia e tra le più avanzate al mondo, con un rendimento termodinamico che arriva fino al 63 per cento. Inaugurata nella sua nuova configurazione a giugno 2023 dopo un importante intervento di rifacimento, presenta le seguenti caratteristiche principali:

• Potenza nominale: 780 MW
• Vita utile: 40 anni
• Fattore di carico di progetto: 95 per cento
• Produzione globale attesa alle condizioni di progetto: 260 TWh
• Superficie occupata: 11 ettari
• Materiali principali impiegati:
  • Calcestruzzo: 100.000 tonnellate (400 kg/GWh)
  • Acciaio: 50.000 tonnellate (190 kg/GWh)
  • Rame: 270 tonnellate (1 kg/GWh)
  • Alluminio: 250 tonnellate (1 kg/GWh)
  • Lana di roccia: 1.200 tonnellate (4,6 kg/GWh)
  • Gas naturale: 110 ton/GWh
  • Densità di energia: 59.000 kWh/m²/anno

3. Centrale nucleare “Flamanville 3”, Francia

L’unità 3 della centrale nucleare di Flamanville, situata in Normandia, è il primo reattore di terza generazione di tipo EPR (European Pressurized Reactor) costruito in Francia. Rappresenta uno dei progetti energetici più complessi e all’avanguardia d’Europa grazie alle soluzioni adottate e al rendimento di conversione dell’uranio superiore a ogni altro tipo di reattore precedente. Caratteristiche principali:

• Potenza nominale: 1.630 MW
• Vita utile: 80 anni
• Fattore di carico di progetto: 95 per cento
• Produzione globale attesa alle condizioni di progetto: 1.080 TWh
• Superficie occupata: 25 ettari
• Materiali principali impiegati:
  • Calcestruzzo: 1.000.000 ton (900 kg/GWh)
  • Acciaio: 170.000 tonnellate (160 kg/GWh)
  • Rame: 1.000 tonnellate (0,9 kg/GWh)
  • Alluminio: 800 tonnellate (0,7 kg/GWh)
  • Lana di roccia: 8.000 tonnellate (7,4 kg/GWh)
  • Piombo (schermature): 1.200 tonnellate (1,1 kg/GWh)
  • Ossido di uranio arricchito (UO₂): 2,24 kg/GWh
  • Densità di energia: 54.250 kWh/m²/anno

Fattore di capacità delle sorgenti rinnovabili

E veniamo adesso alle tecnologie di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile. Prima di far questo, però, dobbiamo fare delle considerazioni preliminari circa il concetto di “fattore di capacità” di una tecnologia che sfrutta una sorgente rinnovabile, fattore che è strettamente imparentato con il fattore di carico delle centrali termoelettriche ma con importanti differenze.

Per un sistema che produce energia elettrica a partire da una sorgente rinnovabile, si definisce “fattore di capacità” il rapporto tra l’energia effettivamente prodotta in un certo periodo e quella che lo stesso sistema avrebbe prodotto se avesse funzionato sempre alla sua potenza nominale.

Poiché le sorgenti rinnovabili hanno un’intermittenza giornaliera, stagionale e annuale, il periodo di riferimento che viene preso è proprio un anno. In termini algebrici sarà quindi:

CF = E_eff / (P_nom ∙ 8.760)

Essendo:

CF: fattore di capacità (abbreviazione dell’inglese Capacity Factor)

E_eff: energia elettrica effettivamente prodotta nell’arco di un anno, misurata in kWh o suoi multipli.

P_nom: potenza nominale o di targa dell’impianto che sfrutta la sorgente rinnovabile, misurata in kW o suoi multipli

8.760: numero di ore in un anno convenzionale di 365 giorni.

A seconda della sorgente rinnovabile, il CF può variare in un intervallo abbastanza ampio che è funzione non solo del tipo di sorgente rinnovabile sfruttata ma anche dalla disponibilità di quella sorgente nel luogo di installazione.

Ad esempio, in due luoghi differenti la medesima turbina eolica può avere un CF maggiore o minore a seconda della ventosità maggiore o minore di un luogo rispetto a un altro. Stessa cosa per il fotovoltaico per cui il medesimo pannello solare può avere un CF maggiore o minore a seconda della maggiore o minore intensità della radiazione solare in due luoghi differenti. Infine, anche l’idroelettrico è limitato nella sua produzione dalla maggiore o minore disponibilità di acqua nel bacino, ragion per cui anche per le turbine idroelettriche vi sarà un CF < 1.

In soldoni, mentre per una centrale termoelettrica siamo noi a stabilire il coefficiente di carico dosando il flusso di combustibile a nostro piacimento, per un impianto di conversione di energia rinnovabile dobbiamo accontentarci di ciò che madre natura ci elargisce.

Come possiamo allora stabilire quali debbano essere i CF più appropriati da considerare per gli impianti idroelettrici, eolici e fotovoltaici italiani? In questo ci viene in soccorso Terna, il gestore della rete elettrica nazionale, che, con la sua raccolta di dati statistici messi a disposizione sul suo portale, ci consente di calcolare i CF medi su scala nazionale, così come riportato nella tabella riassuntiva seguente relativa all’anno 2025:

Per le nostre analisi su idroelettrico, eolico e fotovoltaico prenderemo quindi i CF rispettivamente pari a 22,67, 18,42 e 13,04 per cento.

4. Centrale idroelettrica “Entracque”

La centrale idroelettrica di Entracque, situata in provincia di Cuneo, è una delle eccellenze ingegneristiche italiane: è infatti la centrale idroelettrica di pompaggio più grande d’Italia e una delle maggiori in Europa.

Gestita da Enel Green Power, la sua particolarità è che non si limita a produrre energia, ma funge da vero e proprio “accumulatore gravitazionale” per la rete elettrica nazionale pompando acqua dal bacino di accumulo inferiore verso quello superiore nelle ore di bassa richiesta. Il salto tra il bacino superiore e quello inferiore è di circa 1.000 metri, uno dei più alti d’Europa. Ecco i parametri principali:

• Potenza nominale: 1.300 MW
• Vita utile: 100 anni
• Fattore di capacità: 22,67 per cento
• Produzione globale attesa alle condizioni di progetto: 258 TWh
• Superficie occupata (inclusi i due bacini): 110 ettari
• Materiali principali impiegati:
  • Calcestruzzo: 9.000.000 ton (35.000 kg/GWh)
  • Acciaio: 300.000 tonnellate (1.160 kg/GWh)
  • Rame: 1.200 tonnellate (4,7 kg/GWh)
  • Alluminio: 400 tonnellate (1,5 kg/GWh)
  • Lana di roccia: 400 tonnellate (1,5 kg/GWh)
  • Piombo: 80 tonnellate (0,3 kg/GWh)
  • Acqua (salto 1.000m): 612.000 ton/GWh
  • Densità di energia: 2.340 kWh/m²/anno

5. Turbina eolica Vestas V172-7.2 MW™

La Vestas V172-7.2 MW™ è una turbina eolica onshore di ultima generazione; è progettata specificamente per massimizzare la produzione di energia in siti caratterizzati da venti medio-bassi. L’unità è considerata una delle turbine onshore più potenti e tecnologicamente avanzate sul mercato, con la prima installazione commerciale completata a giugno 2025 a Salzkotten, in Germania. Con i suoi 172 metri di diametro rotore e i 200 metri di altezza navicella è un vero gigante semovente. Le sue caratteristiche principali sono:

• Potenza nominale: 7,2 MW
• Vita utile: 25 anni
• Fattore di capacità: 18,42 per cento
• Produzione globale attesa alle condizioni di progetto: 290 GWh
• Superficie occupata esclusiva (solo piazzola): 0,1 ettari
• Superficie occupata in wind farm (spaziatura minima): 4 ettari
• Materiali principali impiegati:
  • Calcestruzzo: 5.500 ton (18.965 kg/GWh)
  • Acciaio: 1.600 tonnellate (5.520 kg/GWh)
  • Rame: 40 tonnellate (138 kg/GWh)
  • Alluminio: 12 tonnellate (41 kg/GWh)
  • Lana di roccia: 1,5 tonnellate (5,2 kg/GWh)
  • Fibra di vetro: 200 tonnellate (690 kg/GWh)
  • Terre rare (Nd, Dy, Pr): 5 tonnellate (17,2 kg/GWh)
  • Densità di energia: 290 kWh/m²/anno

6. Parco fotovoltaico “Tarquinia”

Il parco fotovoltaico di Tarquinia (Viterbo), completato nel 2024, è attualmente il più grande impianto solare d’Italia. Realizzato da Enel Green Power, rappresenta un progetto simbolo sia per dimensioni che per tecnologia. Dati principali:

• Potenza nominale: 170 MWp
• Vita utile: 25 anni
• Fattore di capacità: 13,04 per cento
• Produzione globale attesa alle condizioni di progetto: 4,85 TWh
• Superficie occupata esclusiva: 220 ettari
• Materiali principali impiegati:
  • Calcestruzzo: 15.000 ton (3.093 kg/GWh)
  • Acciaio: 15.000 tonnellate (3.093 kg/GWh)
  • Rame: 800 tonnellate (165 kg/GWh)
  • Alluminio: 2.200 tonnellate (454 kg/GWh)
  • Vetro: 18.000 tonnellate (3.711 kg/GWh)
  • Silicio: 800 tonnellate (165 kg/GWh)
  • EVA (Etilene Vinil Acetato): 800 tonnellate (165 kg/GWh)
  • Densità di energia: 88 kWh/m²/anno

Confronto impietoso

Se mettiamo in una tabella i fabbisogni di materiali specifici per GWh prodotto e per impianto di produzione, ci accorgiamo immediatamente che, rispetto alle centrali termoelettriche a combustibili fossili o nucleari, le tecnologie rinnovabili richiedono dalle 3 alle 35 volte più cemento armato, dalle 2 alle 10 volte più acciaio, 100 volte più rame e alluminio e un quantitativo impressionante di altri materiali, quali ad esempio la fibra di vetro delle pale delle turbine eoliche (690 kg/GWh), il vetro (3.711 kg/GWh) il silicio e l’EVA (165 kg/GWh) dei pannelli fotovoltaici.

Peraltro, mentre la stragrande maggioranza dei materiali utilizzati può essere riciclata senza difficoltà – a patto ovviamente di spendere ulteriore energia – con le turbine eoliche c’è un problema di smaltimento delle pale in fibra di vetro che, allo stato attuale della tecnologia, non sono riciclabili e rappresentano un ingombrante ed indicibile rifiuto: 690 kg di fibra di vetro ogni GWh di energia elettrica prodotta.

Tenendo conto che, nel solo 2025, la produzione eolica italiana è stata di 21.251 GWh, ciò vuol dire che abbiamo dovuto gestire quasi 15.000 tonnellate di rifiuti tecnologici non riciclabili per i quali l’unica soluzione è l’interramento in discarica.

Il confronto si fa poi ancora più impietoso quando andiamo a considerare le densità di energia per anno e per m² di suolo occupato:

Come si vede dalla tabella, mentre le centrali termoelettriche a combustibili fossili e nucleari variano in un intervallo che va dai 23.570 kWh/m²/anno delle centrali a carbone, ai 59.000 kWh/m²/anno delle centrali turbogas passando per i 54.250 kWh/m²/anno delle centrali nucleari, nel caso degli impianti a energia rinnovabile le densità di energia si riducono di 10 volte nel migliore dei casi con le centrali idroelettriche (2.340 kWh/m²/anno), di 100 volte con le turbine eoliche (290 kWh/m²/anno) e addirittura di 700 volte con i campi fotovoltaici (88 kWh/m²/anno).

Insomma, “lu sole e lu jentu” saranno pure gratis ma le infrastrutture per catturarli non lo sono affatto e, di contro, sono voraci di risorse e di territorio.

La vergogna della normativa sugli smantellamenti

Ma il capitolo più oscuro dell’intero affare rinnovabili è: cosa succede quando terminano i 20-25 anni di incentivazione e di vita e l’impianto va smantellato?

Cominciamo col dire che l’energia necessaria per il riciclo completo dei materiali (ad eccezione delle pale delle turbine eoliche) e il ripristino del suolo è circa il 2,20 per cento di quella prodotta nell’arco dell’intera vita per eolico e fotovoltaico – cioè, in proporzione, trenta volte superiore al nucleare o al carbone o al gas (0,06 – 0,07 per cento), il che, se possibile, rappresenta un ulteriore aspetto dell’inefficienza di queste fonti di energia.

Ma la cosa ancora più incredibile è la modalità dello smantellamento degli impianti a fine vita consentita dalla legge. Infatti, un profano che non sia addentro a queste problematiche sarebbe portato a supporre che, con il termine “smantellare”, si intenda, come buon senso vorrebbe: demolire e smaltire gli impianti sopra terra, scavare, estrarre completamente dal terreno e smaltire le fondazioni in cemento armato da centinaia di metri cubi ciascuna, rimuovere i cavidotti profondi e riportare il terreno alle sembianze originarie.

Invece, incredibile a dirsi, la normativa italiana, estremamente generosa con i gestori di tali impianti, prevede tutt’altro. Infatti, il Decreto Ministeriale 10 settembre 2010 (linee guida ex art. 12 D.Lgs. 387/2003) che è tuttora il riferimento normativo per tali attività, nonché le prassi autorizzative consolidate consentono agli sviluppatori di rimuovere le strutture solo fino a -1 metro dal piano di campagna (o al massimo -1,5 m in alcuni progetti). Tutto ciò che sta sotto – plinti enormi, pali di fondazione, masse di calcestruzzo armato – può restare sepolto per sempre.

È una devastazione silenziosa e legale del sottosuolo: decine di migliaia di tonnellate di cemento armato abbandonate che sterilizzano il terreno agricolo, impediscono future coltivazioni profonde, alterano il drenaggio idrico e rappresentano un’eredità tossica per le generazioni future.

In un Paese come l’Italia, con suolo fertile limitato, erosione galoppante e pressione antropica altissima, autorizzare questa pratica significa ipotecare il territorio in nome di una transizione “green” che rischia di diventare una forma ancora peggiore di consumo irreversibile e di gran lunga più tossica dell’uso dei combustibili fossili.

Si promuovono paesaggi di turbine e pannelli come simbolo di sostenibilità ma si lascia in eredità un sottosuolo martoriato, senza obbligo di bonifica integrale. La vera sostenibilità non è fatta di slogan poetici o rendering idilliaci: è fatta di conti inoppugnabili, di densità energetica, di chiusura reale del ciclo di vita e di rispetto integrale del suolo.

Infine, per rispondere alla domanda che ci siamo posti all’inizio, finché la legge consentirà di interrare per sempre tonnellate di calcestruzzo e di chiamare questo “ripristino ambientale”, la “gloria” delle rinnovabili resterà solo apparente: bellissima da fotografare ma ben lontana dall’essere “vera”.

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