“Il nucleare serve perché altrimenti come si fa quando non c’è né sole e né vento?” – Quante volte avete sentito questo luogo comune pronunciato con sicumera da chi è rimasto ai dati del secolo scorso? Costoro non sono aggiornati né sulle estreme riduzioni di costo delle rinnovabili, già registratesi negli ultimi quindici anni, né sui progressi degli accumuli elettrochimici, ancora più veloci, che continuano ad arrivare mese dopo mese.
Persino qui in Italia, paese in retroguardia nella riconversione energetica, le batterie per l’accumulo di rete hanno già raggiunto la piena competitività. L’ultima asta del MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico) di settembre 2024 ha aggiudicato prezzi medi inferiori a circa due terzi del tetto d’asta. Questi prezzi implicano un costo dell’accumulo elettrochimico che, solo un anno prima, veniva considerato sì possibile, ma di lungo termine, per l’anno 2050.
Tutti gli scenari di decarbonizzazione di breve termine elaborati negli ultimi anni vanno pertanto rivisti alla luce di questi progressi anticipati. Ovvero, la completa decarbonizzazione, che si riteneva economicamente competitiva per il 2050, è già possibile oggi. Con fotovoltaico, eolico, idroelettrico e batterie, è possibile e conveniente, già oggi, eliminare quasi al 100% le fonti fossili dal settore elettrico, anche in Italia.
Perché quel “quasi”? Perché, per quanto le nuove batterie abbiano già costi che prima si ritenevano futuribili, non sono comunque ancora competitive per l’accumulo stagionale (caricare l’accumulo l’estate per utilizzarlo l’inverno). Se si volesse soddisfare al 100% la domanda elettrica esclusivamente con le batterie di accumulo, sarebbe necessario effettuare sovradimensionamenti notevoli. Questo problema è noto ed è già stato ampiamente discusso negli studi scientifici sulle rinnovabili. La soluzione più frequentemente proposta è quella di una riserva termoelettrica alimentata con combustibili verdi. Su questo punto, i sostenitori del nucleare insistono sul fatto che questo ruolo di integrazione alle rinnovabili possa essere svolto da quella tecnologia. Vediamo nel seguito perché si sbagliano, e di molto.
Come si fa quando le batterie non bastano?
Per rispondere a questa domanda serve un passo indietro e porre una questione preliminare: a quanto ammonterebbe la riserva termoelettrica in uno scenario dominato da solare ed eolico? Dipende da molti fattori: dalla trasmissione di area vasta, dall’integrazione del settore elettrico con altri settori come quello dei trasporti con i veicoli elettrici, o quello degli usi termici con le pompe di calore, dalla flessibilità della domanda abilitata dai dispositivi intelligenti, etc. etc.
Scenari di decarbonizzazione recenti e che rappresentano lo stato dell’arte includono queste e altre leve di flessibilità della domanda. Così facendo, riducono a piccole quantità la domanda residua che non è economicamente soddisfatta da solare, eolico, batterie e tecnologie analoghe già disponibili, economiche e scalabili.
Questa domanda residua è quella che giustificherebbe il cosiddetto accumulo di lunga durata di tipo stagionale o multi-anno, che è intrinsecamente costoso. Quanto è piccola questa domanda residua? L’ottimizzazione di tutte le leve di flessibilità, dalla trasmissione agli accumuli, consentirebbe di ridurre la domanda residua a soltanto l’1% della domanda elettrica. Così limitata, questa domanda residua non è neanche detto che debba essere soddisfatta da accumuli di lunga durata, perché turbogas a biometano potrebbero svolgere questo ruolo.
Questo è lo scenario analizzato per l’intera Europa da Millinger e coautori (2025), da cui è tratta la figura seguente, in cui sono evidenziati in giallo i fattori di utilizzo di questa riserva termoelettrica (tra il 2 e l’8%). Sono fattori di utilizzo bassissimi, economicamente sostenibili solo con tecnologie a basso costo fisso, come le turbogas, e improponibili con tecnologie ad alto costo fisso, come il nucleare (come spiegato più diffusamente nel seguito).
Riserva termoelettrica nel caso peggiore
Un’obiezione potrebbe essere la seguente: ma cosa succederebbe se non riuscissimo a mobilitare tutte quelle leve di flessibilità, l’integrazione tra diversi usi finali, la trasmissione d’area vasta, etc?
In questo caso, avremmo fallito la decarbonizzazione dell’intero sistema energetico, perché solo con l’integrazione tra i diversi usi finali abbiamo una chance di andare oltre la decarbonizzazione del solo settore elettrico (attualmente circa un terzo dell’intero sistema energetico).
Ma prendiamo comunque in considerazione questa critica, poiché ci permette di definire uno scenario di caso peggiore, una sorta di stress test per il settore elettrico.
Consideriamo quindi il caso di zero trasmissione d’area vasta e di zero flessibilità della domanda. Ipotizziamo anche l’assenza totale di idroelettrico, poiché questa fonte è soggetta a forti variazioni annue in base alle precipitazioni, soprattutto di neve (che diminuirà).
Questo è l’ambito studiato in questo mio articolo. Quali sono i risultati? Anche in questi scenari di caso peggiore, con domanda anelastica nonché costante (in gergo tecnico, baseload), ovvero il caso ideale per il nucleare, la domanda residua, non economicamente soddisfacibile da solare, eolico ed accumuli di breve e medio periodo, è di soli pochi punti percentuali (4% nello scenario di riferimento). Quindi, la domanda soddisfatta senza ricorrere ad altre tecnologie non sarebbe più pari al 99% come nello scenario di Millinger e coautori, ma al 96%.
Quali sarebbero i costi dell’elettricità? Dipende dalle condizioni di finanziamento degli impianti, influenzate dal rischio di progetto: molto basso per le rinnovabili se si ha accettabilità territoriale, medio-alto in caso contrario. Comunque, in termini prospettici, il Mezzogiorno può produrre elettricità rinnovabile, comprensiva dei costi di accumulo, in modo continuo, con un’affidabilità superiore a quella di un ipotetico reattore nucleare, nell’intervallo 34—56 €/MWh. Nel 2025, in Italia, la sola componente del costo di generazione elettrica è stata pari a ben 115 €/MWh.
Risultati comparabili del 100% rinnovabili sul costo di generazione e di accumulo si trovano negli studi di Pastore e de Santoli (2025), Università La Sapienza di Roma, per l’intera Italia (qui e qui), e nello studio del Politecnico di Milano e delle Università di Padova e Cagliari per la decarbonizzazione della Sardegna (qui).
Per riassumere, anche in uno scenario pessimista nelle ipotesi, come quello di Moccia (2025), ma ottimizzato nel metodo, la decarbonizzazione del settore elettrico è sostanzialmente raggiungibile senza dover aspettare tecnologie futuribili sull’accumulo di lunga durata. Ovviamente, se al di là delle ipotesi, che, come visto, possono essere anche pessimiste, invece di ottimizzare si pessimizza, come alcuni fanno introducendo ipotesi di sabotaggio implicito, come i veti all’eolico e al solare a terra, allora sì, i risultati sono diversi, ma sono risultati che derivano da forzature quando non addirittura da errori metodologici. Pessimismo nelle ipotesi fa parte del metodo scientifico; pessimizzazione strumentale, invece, no.
Quali sono i possibili combustibili verdi per la riserva termoelettrica?
Dipende: in ambito scientifico si discute un ampio ventaglio di opzioni. Per chi vuole seguire il dibattito, consiglio i lavori del prof. Tom Brown del Politecnico di Berlino (qui una sua recente introduzione divulgativa al tema). Come scritto sopra, qualora si riesca a mantenere la quota di domanda residua a circa l’1%, possono bastare le bioenergie, in particolare il biometano da residui agricoli e zootecnici, dalla frazione umida dei rifiuti urbani e, eventualmente, anche dalla gassificazione di residui agroforestali di tipo legnoso.
Ma le bioenergie rischiano, se non ben pianificate e soprattutto se sovradimensionate, di avere impatti socio-ambientali negativi. Inoltre, le bioenergie, quelle fatte bene, in quanto risorse limitate, vanno destinate in via prioritaria a quegli usi energetici di difficile elettrificazione come, per esempio, i cementifici e i trasporti aerei e marittimi di lungo raggio. Pertanto, l’uso delle bioenergie nel settore elettrico va attentamente valutato, tenendo conto di tali limiti e degli usi concorrenti prioritari.
La soluzione più comunemente proposta per affrontare queste criticità è l’ibridazione delle risorse bioenergetiche con l’idrogeno verde. Una soluzione per l’Italia potrebbe essere l’elettro-bio-metano: la combinazione di carbonio biogenico (che deriva dalla fotosintesi) e idrogeno da elettrolisi con solare ed eolico. Tale gas sarebbe compatibile con l’infrastruttura già esistente nel nostro paese (a differenza dell’idrogeno, per il quale, inoltre, la geologia italiana è poco adatta allo stoccaggio sotterraneo). Non solo: l’infrastruttura di stoccaggio geologico del gas in Italia è sovrabbondante rispetto al ruolo integrativo di questo gas verde.
Ma come, direte, alcuni sostengono che l’accumulo di lunga durata richiederebbe montagne di batterie o nuove infrastrutture ciclopiche!
Falso, o per lo meno fuorviante. Come già spiegato, innanzitutto l’accumulo di lunga durata si minimizza; poi non si fa con le batterie e, ultimo ma non meno importante, se si fa con molecole, gassose o liquide che siano, per ridurre i costi, se ne ottimizza la relativa infrastruttura rispetto a quanto già disponibile.
Quali sono i risultati di questo approccio di ottimizzazione? Meno del 6% della capacità italiana di stoccaggio esistente di gas sarebbe necessaria per questo ruolo di riserva termoelettrica (si veda la sezione 6.6 di questo mio articolo). Quindi, l’infrastruttura di stoccaggio esiste già e ne servirebbe solo una piccola frazione. Quello che resta da fare è individuare i distretti in cui attivare la sinergia tra rinnovabili a basso costo, solare ed eolico, e cascami agroforestali. Molti territori, ora in stato di abbandono nelle aree interne del Mezzogiorno e negli archi alpini e appenninici del Centro-Nord, hanno queste potenzialità e si avvantaggerebbero di questi investimenti produttivi, non assistenziali (per un inizio di mappatura si veda questo mio rapporto tecnico).
Può il nucleare essere economicamente competitivo con le rinnovabili?
Pensate che sia troppo complicato realizzare decine di questi distretti con solare, eolico e bioenergie, e che sarebbe più semplice qualche bella e compatta centrale nucleare? Alla sezione 2.5 di questo mio articolo trovate una bibliografia relativa al confronto tra rinnovabili e nucleare.
Al riguardo della soglia di competitività del nucleare negli scenari di decarbonizzazione, un recente e accurato studio è stato condotto da Thellufsen e coautori (2024). Questi autori stimano che il costo d’investimento del nucleare dovrebbe scendere a 1.550 €/kW per garantire la competitività con le rinnovabili in Danimarca. Questo è un valore che nessun analista serio ritiene possibile in questa prima metà del secolo in un paese democratico con autorità di sicurezza nucleare indipendente.
Attualmente, l’industria nucleare ha valori superiori, in media, di più di dieci volte; si veda la tabella seguente, tratta da questo rapporto di ricercatori australiani del CSIRO. Nella tabella è evidenziata in giallo la riga del costo d’investimento unitario onnicomprensivo, che include gli sforamenti di budget verificatisi durante la costruzione, gli adeguamenti all’inflazione, gli oneri finanziari e quelli di infrastrutturazione del sito. Il risultante costo d’investimento unitario del nucleare è nell’intervallo 13.534–26.517 $/kW, a valori del 2024, con le seguenti importanti precisazioni.
- L’estremo inferiore di questo intervallo corrisponde ad un progetto ancora non cantierato (Dukovany, Repubblica Ceca), quindi è un preventivo, non un consuntivo.
- L’estremo superiore dell’intervallo è il progetto di Hinkley, nel Regno Unito, ancora in fase di cantiere; pertanto, anche questo dato è soggetto a rischi di aumento.
- Anche il dato del reattore francese di Flamanville-3 è da considerarsi come provvisorio, perché questo cantiere è sì stato concluso e il reattore è stato acceso a settembre 2024, ma ad oggi, dopo 16 mesi, è ancora in fase di test e si ha già notizia che è necessaria a breve una lunga manutenzione straordinaria, della durata (preventivata) di quasi un anno. Questi ritardi nella fase di avvio e la manutenzione straordinaria richiederanno nel 2028 una nuova valutazione del costo di Flamanville-3, inevitabilmente al rialzo per gli oneri passivi di queste annualità perdute.
- Infine, la tabella include anche un reattore “piccolo e modulare” (Small Modular Reactor, SMR). Anche in questo caso si tratta solo di un preventivo….che ha già portato alla cancellazione del progetto!
Come avrete potuto apprezzare da questa tabella, queste cifre sono tutt’altra cosa rispetto a quanto leggete nella propaganda pro-nucleare, dove si fa contabilità creativa, escludendo spesso tutti o parte dei fattori di adeguamento indicati.
A questo punto potreste pensare che sì, la centrale nucleare costa, ma poi dura 80 anni, l’esercizio costa poco e quindi abbassa le bollette (il refrain “e allora la Francia?”)? A causa dell’Asimmetria di Brandolini, non posso in questo unico post dipanare l’intera matassa di questi fraintendimenti. Dopo la stima inclusiva del costo d’investimento, passiamo a un altro punto essenziale: qual è il fattore di utilizzo del nucleare che potrebbe renderlo economicamente competitivo?
Può il nucleare essere economicamente integrato con le rinnovabili?
Ritorniamo alla questione del fattore di capacità (in inglese capacity factor, abbreviato CF) della riserva termoelettrica in uno scenario dominato da rinnovabili. Anche nello scenario di caso peggiore, con domanda anelastica e costante (baseload), lo studio di Moccia (2025) conclude che questo indicatore resta inferiore al 10%. Quali sarebbero i costi di generazione di un ipotetico nucleare con un fattore di capacità così basso?
Ottimisticamente, ipotizziamo un nucleare “competitivo” al 2050, in grado di più che dimezzare i costi d’investimento e i tempi di costruzione rispetto a quelli esposti in precedenza. Un tale nucleare, non disponibile oggi, se utilizzato al massimo del suo fattore di capacità, cioè al 90%, avrebbe un costo di generazione di circa 90 €/MWh – troppo per essere conveniente per circa 8000 ore annue (per conseguire un CF del 90%).
Ma qualora questo ipotetico nucleare fosse utilizzato in integrazione con le rinnovabili, ossia con un fattore di capacità medio annuo inferiore al 10%, i costi di generazione crescerebbero in modo iperbolico, oltre i 1.000 €/MWh!
Il grafico seguente illustra questa dipendenza del costo di generazione del nucleare al variare del fattore di capacità; nell’ovale in rosso la zona di operatività di questo nucleare integrativo, chiaramente fuori mercato e di tantissimo.
Casi limite e fanta-ingegneria
Le tre principali contro-proposte sull’insostenibilità economica di un nucleare integrativo alle rinnovabili sono le seguenti. Una risposta dettagliata la si trova negli articoli succitati, ma l’essenziale è riportato qui:
- Ma non potremmo utilizzare il nucleare per l’elettrolisi dell’idrogeno e così aumentarne il fattore di capacità? Pia illusione. Con un costo da recuperare, anche con ipotesi ottimistiche, di 90 €/MWh, l’idrogeno che ne deriverebbe sarebbe fuori mercato almeno di un fattore tre. Questo perché l’idrogeno dovrà servire per usi industriali non elettrificabili, sottoposti a una pressione di concorrenza internazionale forte, come, per esempio, l’acciaio primario: o l’idrogeno costerà relativamente poco oppure non si farà.
- Allora potremmo aumentare i ricavi del reattore nucleare grazie alla vendita del calore di scarto, quello di condensazione? Il calore vale anche meno dell’idrogeno, ammesso e non concesso che il reattore nucleare sia co-localizzabile in sicurezza con la domanda termica. Questo è un altro caso limite ininfluente. Basta il dato seguente: a livello mondiale il recupero del calore nucleare si fa per meno dell’uno per mille, 0,08%, per la precisione.
- Allora stocchiamo il calore nucleare per produrre elettricità quando serve? Con quei bassi fattori d’utilizzo e quei costi? Economicamente insostenibile!
Repetita, costi reali vs previsioni creative
A scanso di equivoci, sempre possibili data la cappa di disinformazione sull’argomento, quei costi del nucleare summenzionati, 90 €/MWh, non sono realizzabili in tempi brevi. Nei paesi occidentali, nell’ultimo quarto di secolo, i progetti di nuovi reattori nucleari hanno registrato un tempo medio dalla fase di pianificazione all’operatività di ben 21 anni. “Fase di pianificazione” è evidenziata perché, nel dibattito, si tenta di omettere i tempi di questa fase, anche se non sono affatto trascurabili.
Per avere a breve termine l’elettricità nucleare in Italia, avremmo dovuto iniziare due decenni fa e impegnarci a pagarla cara, come hanno fatto, per esempio, gli inglesi. Se tutto andrà bene nelle fasi di completamento dei due nuovi reattori della centrale di Hinkley Point, tra il 2029 e il 2031 gli inglesi usufruiranno di quella nuova fornitura di elettricità al “modico” prezzo di…154 €/MWh (a moneta dell’anno 2024 e indicizzato all’inflazione per 35 anni).
È divertente che questo prezzo altissimo si abbia dopo otto decenni di sviluppo di una tecnologia che ha beneficiato di copiosi programmi di assistenza pubblica e che nel 1954 aveva promesso costi bassissimi. È il celebre annuncio del “too cheap to meter” – costi così bassi che non sarebbe stato più necessario installare i contatori! Questo è il primo #graduidamende della storia dell’energia, che non è stato, quindi, il tanto vituperato Superbonus (che peraltro ho criticato qui)!
Per confronto, a fine 2024 in Germania il solare fotovoltaico in aste competitive è stato aggiudicato ad un prezzo medio di 47 €/MWh. Non dovrebbe essere necessario esibire i dati di insolazione in Italia rispetto a quelli in Germania per affermare che, nel Belpaese, se solo si potessero autorizzare impianti analoghi a terra (attualmente vietati), potremmo godere di prezzi significativamente inferiori (allego comunque la mappa da Solar Atlas.)
Desolazione invece che insolazione italica
Invece, gli italiani preferiscono il metodo Tafazzi: sovra-regolamentazione che ostacola i progetti e incrementa i costi delle rinnovabili. L’ultima asta sul fotovoltaico di rete in Italia ha registrato un prezzo medio di aggiudicazione di 57 €/MWh, che sale a 67 €/MWh per gli impianti del Nord Italia. Ma come, direte, il Nord Italia ha più sole del Sud della Germania! Come mai quella differenza significativa di 20 €/MWh? Per questa tassa occulta di circa 20-30 €/MWh sul solare, ringraziate quelli che inquinano l’informazione con bufale su “occupazione di suolo”, “terre rare” e altri allarmi infondati.
Su Greenreport ho già confutato che il solare a terra costituisca un danno ambientale; è l’opposto: è un’opportunità per migliorare la biodiversità, tra i vari vantaggi (link). Così come l’eolico a terra, ingiustamente accusato di chissà quali devastazioni, quando è invece la fonte di elettricità più leggera che l’umanità abbia mai avuto (link).
Disinformare ha un costo, e la disinformazione in materia d’energia in Italia ha un costo almeno pari a 20-30 €/MWh per il solare, più le decine di miliardi di euro per gli extra-costi legati alla dipendenza dal gas fossile (discussi qui): è la tassa Tafazzi, la tassa del proibizionismo anti-rinnovabili e della follia, per un paese che non ha significative riserve di idrocarburi, di proporsi come l’hub del gas!
Scenari atomici ad hoc, ovvero scenari distopici e stato dell’arte scientifico
Per la metà degli anni ‘30 non si sa come né dove, ma anche in Italia, dicono fonti governative, dovremmo avere del nuovo nucleare. Nuovo nucleare, ma di piccola taglia, che è presumibile abbia costi almeno il 50% superiori a quelli già fuori mercato del grande nucleare del progetto inglese sopra menzionato. Per quella data, questo ipotetico nuovo piccolo nucleare dovrà confrontarsi con il solare, che costerà… almeno 5-6 volte meno, ad essere ottimisti (per il nucleare). Un affare, ma non certo per gli utenti.
La solita contro-obiezione, ovvero quella dei costi di sistema (accumulo, trasmissione e bilanciamento) che, secondo i proponenti del nucleare, più che giustificherebbero l’extracosto di quella tecnologia, abbiamo visto essere infondata secondo la migliore scenaristica basata sull’ottimizzazione. Il termine “ottimizzazione” è evidenziato perché va chiarito quale sia il confronto.
Stiamo confrontando il nuovo nucleare con costi realistici rispetto a rinnovabili ottimizzate, oppure pessimizzate perché inficiate da veti assurdi come quelli all’eolico e al solare a terra? Stiamo considerando scenari di accumuli ottimizzati in cui le batterie operano per centinaia di cicli all’anno, oppure si propongono schemi chiaramente implausibili in cui le batterie ciclano poche volte l’anno, o si sovradimensiona l’idrogeno in colossali serbatoi d’acciaio di superficie?
Questi richiami non sono esaustivi delle tante fanta-ipotesi che si leggono in giro e che fanno letteralmente cadere le braccia. Per citare Roy Batty, l’androide di Blade Runner: “Ho visto cose che voi umani…”.
I costi di sistema delle rinnovabili variabili come il solare e l’eolico sono sì più alti di quelli del nucleare (che comunque non sono nulli), ma non lo sono tanto da eliminarne la forte convenienza, a meno di ipotesi di sabotaggio implicito delle rinnovabili, di pessimizzazione invece che ottimizzazione.
Inoltre, andrebbero aggiunti i costi esterni del nucleare, i fardelli multigenerazionali e i rischi (non solo quelli degli incidenti) di quella tecnologia che l’hanno resa ormai marginale nei nuovi investimenti nel mondo. Per approfondire, si veda questo articolo di Präger e coautori, tradotto in italiano su Ingegneria dell’Ambiente.
Pensate che queste siano valutazioni di una minoranza antinuclearista? Dovreste allora leggere questo recente articolo che sintetizza un dettagliatissimo studio della Deutsche Akademie der Technikwissenschaften, l’Accademia Tedesca delle Scienze e delle Tecniche.
Pur con ipotesi favorevoli al nucleare, che sarebbe troppo lungo discutere qui, quello studio conclude che le tecnologie che in passato erogavano un servizio baseload, come il nucleare, per via dei loro elevati costi fissi, è implausibile che contribuiscano a una decarbonizzazione economicamente efficiente in questa prima metà del secolo.
Anzi, l’articolo dei colleghi tedeschi è ancora più netto nelle conclusioni, affermando che, senza una forte riduzione dei costi, quelle tecnologie baseload rimarranno uno sviamento rispetto alla direzione principale, costituita da rinnovabili, accumuli e flessibilità.
Tendenze reali vs Rinascimenti immaginari
Nella figura seguente è riportato l’andamento globale della generazione elettrica, in TWh per anno, di tutte le rinnovabili (linea verde in forte crescita), della sola componente solare ed eolica (linea arancione in crescita esponenziale), e del nucleare (linea viola stagnante lungo tutto il periodo considerato di questo ultimo quarto di secolo).
La figura è aggiornata al 2024. Ancora non sono disponibili i dati consolidati del 2025, ma sappiamo già che le tendenze rimangono le stesse. Per il nucleare il 2025 si è chiuso con un bilancio, tra nuova potenza installata e dismessa, in negativo di un GW. In un mondo dell’energia che cresce, il nucleare stagna o arretra. Le rinnovabili? Nel 2025, solare ed eolico dovrebbero aver aggiunto quasi 800 GW (stima di EMBER). Ovvero, +800 GW rispetto a -1 GW.
Ma quindi di quale “Rinascimento Nucleare” si parla? Bisognerebbe aggiornare i disinformatori anti-rinnovabili su questi dati e queste conoscenze, ma è un’immensa impresa che richiederebbe l’ironia del generale Charles de Gaulle, quella del “vaste programme”.
Approfondimenti e prossime puntate
Caro lettore, se sei arrivato fin qui, vuol dire che il tema ti sta davvero a cuore e che avrai sicuramente altre curiosità. Saprai già che la sfida energetico-climatica riguarda molteplici dimensioni. A marzo 2025, con la Rete 100% Rinnovabili, abbiamo sintetizzato i 40 elementi, non solo tecnologici o economici, di questa sfida sulla base della letteratura scientifica più aggiornata. Il documento è disponibile qui e una mia sintesi è sul sito Climalteranti.
Ma forse il dubbio maggiore che avrai sarà quello riassumibile con “E allora la Cina?”. E allora la Cina non continua ad aprire centrali a carbone? E allora il nucleare cinese? Per le risposte a queste domande, prossimamente nuovi articoli qui su Greenreport.