Premessa
Questo testo è un’introduzione per non tecnici ad alcuni aspetti
tecnico-economici della generazione elettrica nucleare, e rientra nell’obiettivo
divulgativo e di contributo alla discussione di questo blog. Altrove nel blog
stesso si trovano puntate più approfondite su singoli aspetti dell’argomento, con
link a risorse esterne e interventi di esperti. Appaiono tutte insieme cliccando
qui.
Fonti elettriche senza emissioni-serra, obiettivi UE e
Italia, ruolo del nucleare
In coerenza con gli obiettivi della COP di Parigi (massimo +2° di aumento della temperatura globale rispetto all’era preindustriale, preferibilmente massimo +1,5°), la Commissione UE ha proposto nel 2020, con il Green Deal, un target al 2030 di -55% di emissioni-serra rispetto al ’90 e neutralità climatica (cioè emissioni nette nulle) al 2050. Secondo l'IPCC (l'agenzia ONU sul clima) a livello globale la riduzione da operare entro il 2030 è di -43% rispetto al 2019.
Il piano RePower EU di emancipazione dal gas incrementa ulteriormente l’ambizione UE, ma già il PNIEC italiano, pur non ancora aggiornato al green deal nell'estate 2022, prevede molta più capacità da fonti rinnovabili al 2030 di quella verso la quale ci stiamo dirigendo sulla base del ritmo delle attuali realizzazioni. Riguardo ai consumi elettrici, oggi produciamo meno del 40% da fonti rinnovabili mentre il PNIEC prevede il 55% al 2030 e i nuovi obiettivi implicano, secondo il governo, oltre il 70% al 2030 al netto dell’ulteriore sforzo necessario per emanciparci dal gas russo.
Di conseguenza, le questioni di politica energetica
rilevanti da qui al 2030 sulla base dei piani già decisi riguardano come
realizzare le fonti rinnovabili e le tecnologie adatte ad accompagnarle più
velocemente possibile. Si tratta di questioni non solo di breve periodo, ma
urgenti, che richiedono tecnologie oggi commercialmente ed economicamente
disponibili.
In una prospettiva 2050 e successiva, invece, sia la IEA (l'agenzia per l’energia dell’OCSE) sia altre fonti indicano una quota di nucleare (anche nuovo) presente in un mix ottimale di energia decarbonizzata. Secondo uno scenario della Commissione UE del 2018 la quota di generazione elettrica nucleare nel 2050 dovrebbe essere del 18% (oggi è nell'UE circa il 25% e nel mondo circa il 10%).
Struttura dei costi del nucleare
Un impianto elettrico termonucleare della tecnologia oggi
disponibile (EPR) ha costi fissi molto elevati (si veda più sotto) e costi
variabili relativamente ridotti e relativi perlopiù all'approvvigionamento di materiale
fissile (che per il nucleare di oggi pesa attorno al 5% dei costi complessivi) almeno se si ignorano (come normalmente si fa, attribuendoli alle
future generazioni) i costi della gestione delle scorie.
Costi (e vantaggi) "esterni" del nucleare
I costi esterni, o esternalità, sono quei costi o vantaggi di cui il mercato non tiene conto ma che è sensato considerare per massimizzare il vantaggio sociale delle scelte economiche. L'energia nucleare ha il pregio di non emettere gas-serra né inquinanti locali, che sono responsabili rispettivamente dei cambiamenti climatici e di danni alla salute che in Italia sono particolarmente severi (oltre 70 mila morti premature all'anno per scarsa qualità dell'aria secondo l'Agenzia Europea per l'Ambiente).
I benefici climatici della produzione elettrica da fonte nucleare sono oggi "internalizzati" (cioè fatti emergere) nella remunerazione dell'energia grazie al sistema del pagamento dei permessi ad emettere CO2 (ETS), che beneficia tutte le fonti a basse emissioni-serra (inclusi quindi rinnovabili e nucleare che non ne hanno affatto) attribuendo loro un vantaggio di costo rispetto agli impianti con emissioni-serra maggiori.
Tra i costi esterni più rilevanti del nucleare ci sono quelli (enormi) dello smantellamento a fine vita (si veda sotto) e del rischio non assicurabile di incidenti.
Costi di realizzazione dell'attuale tecnologia nucleare
L’impianto EPR ultimato in Finlandia a inizio 2022 e altri due in
costruzione in Europa mostrano costi e tempi di realizzazione proibitivi, dovuti
anche al fatto che nei Paesi democratici operano agenzie per la
sicurezza nucleare indipendenti dai Governi e
che si applicano forme di accountability o sistemi di mercato che rendono difficile socializzare i costi in modo non trasparente. Questa è una spiegazione del fatto che i
nuovi impianti nucleari nel mondo si fanno prevalentemente in Paesi con regimi
autoritari, con le eccezioni importanti della Francia il cui Governo ha annunciato nuovi reattori dell'attuale generazione (EPR) entro il 2035 (ma dove solo uno è in lentissima costruzione - si veda poco sotto - e molti sono a fine vita), del Giappone, della Corea del Sud e della Finlandia.
L’impianto più recente entrato in servizio in Europa (Finlandia)
nel gennaio 2022 (Olkiluoto 3) è un’unità di 1600 MW la cui realizzazione è
costata 11 miliardi di Euro (circa 10 volte più di centrali a gas per pari
potenza e 5 volte di più di parchi eolici onshore per pari potenza in
Italia) e 16 anni di lavori dall’inizio della costruzione (non della
progettazione).
Ritardi anch’essi superiori ai 10 anni sta sperimentando
l’impianto di Flamanville, in Normandia.
Quello in costruzione a Hinkley Point nel Regno Unito è stato finanziato
grazie all’impegno del Governo inglese (e quindi dei suoi contribuenti o
pagatori di bollette) di comprarne la futura energia per 35 anni a un prezzo quasi
triplo di quello che esprimeva il mercato locale dell'elettricità quando l'accordo è stato preso (ma non superiore ai prezzi di mercato dell'energia durante lo shock 2021-22).
Ora l'ultimazione è prevista per il 2026, con nove anni di ritardo
rispetto alle stime iniziali e con costi stimati di 23
miliardi di sterline. (Un recente reportage sui progressi di questo impianto è curato
dalla BBC).
Un articolo di aprile 2022 di Marco Dell'Aguzzo su Start Magazine sui sussidi pubblici al nucleare americano è qui, un altro più recente di Simone Cosimi su Esquire qui.
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| Tempi e costi di costruzione di recenti impianti termonucleari per produzione di elettricità (V. Faudon, 2022) |
Costi medi di produzione dell’energia
Il “LCOE” è la misura oggi generalmente adottata per
computare i costi medi dell’elettricità prodotta dalle diverse tecnologie in
modo che sia confrontabile (in pratica, questo indicatore spalma i costi fissi
sulla produzione di tutta la vita utile degli impianti e li aggiunge ai costi variabili).
È evidente che i costi anche a parità di tecnologia
dipendono da vari aspetti specifici di un impianto (la dimensione, la
disponibilità di fonte naturale se si tratta di un impianto rinnovabile) oltre
che da variabili economiche esterne (per le fossili, dipendono per esempio
dalle politiche di disincentivo alle emissioni-serra, per tutti dipendono dal tasso
di sconto) e che gli stessi costi sono soggetti a evoluzione insieme alle
tecnologie. Non c’è dubbio che il trend degli ultimi decenni abbia visto
una riduzione dei costi soprattutto nella generazione da fonti rinnovabili,
rendendo il fotovoltaico oggi la fonte in media più competitiva nel mondo.
Uno studio
del 2020 di IEA e NEA (le agenzie rispettivamente per l’energia e per l’energia
nucleare dell’OCSE) suddivide per area del mondo e per tecnologia i costi così:
Secondo questi numeri, fatti con un’ipotesi di costo del capitale
del 7%, il valore mediano del costo medio dell’elettricità da nucleare è sempre
più alto di quello da fotovoltaico e da eolico su terra, tranne che in Giappone,
dove le rinnovabili hanno costi maggiori a causa soprattutto di minore
potenziale.
Cosa diversa sono i costi del mero prolungamento della vita di centrali nucleari esistenti, che in Europa hanno in media circa 35 anni di vita (ancora di più negli Stati Uniti d'America) e che pur essendo progettati in media per una quarantina d'anni di vita utile hanno dimostrato di poterla prolungare in sicurezza con interventi relativamente ridotti. Secondo la IEA, il prolungamento di vita delle centrali nucleari esistenti è uno dei modi più economici di assicurare energia senza emissioni di CO2, paragonabile a quello del nuovo fotovoltaico.
Costi di dismissione
La dismissione di impianti di generazione elettrica nucleare è resa complicata e costosissima dalla gestione del materiale radioattivo, che include parte delle macchine e delle strutture che vengono irraggiate durante il funzionamento. Sforzi tecnici e organizzativi talmente vasti e critici che anche nelle economie di mercato finiscono per essere socializzati.
Avere un parco centrali da dismettere è un problema economico di dimensioni rilevantissime per la Francia, per esempio, che fino a oggi ha perlopiù procrastinato la questione allungando il più possibile la vita utile degli impianti. Il rilevante parco nucleare a fine vita della Francia corrisponde a tutti gli effetti a un debito nazionale prossimo alla scadenza.
Un articolo del Guardian sui costi proibitivi della dismissione delle centrali a fine vita in UK è qui.
In Italia lo smaltimento delle quattro perlopiù piccole centrali in servizio al momento del referendum del 1987 è risultato lento e oneroso. Costerà almeno una ventina di miliardi e a 35 anni dal referendum è lontano dall'essere concluso ed è a carico delle bollette elettriche (ma nel 2022 nell'ambito delle misure di contenimento delle bollette questa e altre componenti di oneri sono stati trasferite temporaneamente sulla fiscalità generale).
Mancata attitudine del nucleare a compensare l’intermittenza delle fonti rinnovabili
Gli impianti termonucleari sono inadatti a modulare la produzione, cioè a modificarla rapidamente sulla base del fabbisogno al netto della produzione da fonti rinnovabili.
Infatti, i reattori a fissione, anche se la
reazione primaria viene interrotta, continuano a produrre calore a lungo (calore che dev’essere smaltito per non danneggiare
il nocciolo, con dispendio di energia). Inoltre, le procedure di transizione
tra diversi livelli di potenza sono più complesse rispetto a quelle
di qualunque tecnologia programmabile di generazione elettrica.
Infine, i costi fissi altissimi di un impianto termonucleare
(multipli di quelli di qualunque altra tecnologia) rendono ulteriormente
improponibile, anche sul piano meramente economico, pagare una centrale per
farla funzionare in modo discontinuo. Tale discontinuità di funzionamento, d’altra
parte, è il destino certo di qualunque tecnologia complementare alle fonti rinnovabili,
perché queste ultime sempre più spesso – aumentando la loro penetrazione – serviranno l’intera
domanda in intervalli di tempo via via più lunghi (ma discontinui).
Ci si riferisce normalmente come “domanda residuale” al fabbisogno di energia elettrica che residua dopo aver utilizzato tutte le fonti rinnovabili disponibili in un dato momento. Nei sistemi come quello italiano in cui la capacità da rinnovabili supera la punta di domanda, la domanda residuale si annulla quando c'è sufficiente disponibilità di rinnovabili. Ne consegue che la produzione complementare alle rinnovabili dev'essere adatta a spegnersi del tutto per poi riaccendersi nelle ore con meno sole e vento.
Di conseguenza, se come abbiamo visto il nucleare – risolti i problemi di costi, sicurezza e
scorie - potrebbe ragionevolmente essere una fonte per la produzione senza
emissioni-serra di un baseload di energia (cioè di una quantità da fornire con continuità), una strategia di lungo termine con il nucleare ipotizza che la potenza delle
rinnovabili installate non superi il picco di
domanda elettrica. O, in altri termini, che esista sempre una domanda residuale positiva
servibile con il nucleare. Ma una domanda residuale minima positiva da un lato è
incompatibile con i piani già avviati di sviluppo delle rinnovabili, dall’altro già oggi in molti sistemi elettrici non esiste più, per esempio nell’Italia meridionale in estate, dove capitano già da anni ore in cui tutta
la domanda elettrica è servita da fonti rinnovabili. Se avessimo impianti nucleari in italia, in tali ore dovremmo buttare l'energia di sole e vento non potendosi parzializzare quella nucleare, pagando quindi costi fissi inutili.
Scorie
Non esiste al mondo un solo sito per lo stoccaggio definitivo (geologico) di scorie nucleari. Il progetto nordamericano di Yucca Mountain è stato abbandonato per complicazioni, opposizioni e costi. Esistono siti progettati in Europa, ma in Italia nessun governo ha mai avuto il coraggio di proporne uno, benché già commissioni tecniche abbiano identificato un'ubicazione idonea.
Un criterio
di responsabilità forse imporrebbe di avere un
progetto approvato e finanziato per la gestione delle scorie prima di lanciarsi
in impegni su nuova generazione nucleare. Allo stesso modo, un politico che
consideri fattibile l’opzione nucleare nel breve termine dovrebbe avere, oltre a
risposte alle questioni tecniche ed economiche, una proposta per la
realizzazione del sito di smaltimento definitivo delle scorie.
Dimensioni e compatibilità con la concorrenza e la contendibilità
del mercato energetico
Per le dimensioni dei siti e per la dimensione dei danni nel
caso (per quanto rarissimo) di incidente, impianti energetici nucleari sono possibili di
norma solo con supporto e garanzie pubbliche, e il rischio di incidenti è
sostanzialmente non assicurabile.
Se è vero che indipendentemente dal nucleare gli shock
del Covid e della invasione dell’Ucraina stanno portando a un neodirigismo
anche europeo riguardo al settore dell’energia, è anche certamente
vero che il ritorno a investimenti sul nucleare implicherebbe – come è sempre stato
in Francia – una sostanziale socializzazione dei costi di produzione dell’energia,
con conseguenze che sono fuori dall’area di analisi di questo documento.
Il nucleare "pulito": fusione nucleare, reattori autofertilizzanti
Una vecchia battuta, riportata di recente dall’Economist,
dice che il nucleare commerciale a fusione è quella cosa che da cinquant’anni
arriva tra trent’anni. In effetti il mondo sta da tempo cercando soluzioni
tecnologiche per reattori a fusione, anche attraverso il programma
internazionale ITER di cui fa parte l’Italia e che comprende un sito di
sperimentazione a Frascati (un approfondimento di Derrick sul tema è qui).
Con il nucleare a fusione si risolverebbe il problema delle scorie legate al combustibile (ma non quello legato alla radioattività di altri materiali irraggiati). Non sappiamo quando questa tecnologia sarà disponibile, ma sappiamo che gli scienziati e i tecnici che ci lavorano misurano il tempo necessario in decenni. L'Italia, in ogni caso, non ha mai stabilito di privarsi della ricerca e di un’opzione in prima fila sul nucleare a fusione.
Opzioni più a breve termine di un nucleare senza
scorie sono state tentate, per ora senza successo in termini di applicazioni
commerciali, con gli impianti a fissione autofertilizzanti, tra cui quello sperimentale di dimensioni industriali di Superphoenix in Francia, partecipato da Enel, poi chiuso nel 1996.
Il nucleare di "quarta generazione" o di terza generazione avanzata
Ci si riferisce spesso come “quarta generazione” a reattori SMR (small modular reactor) di taglia ridotta, più compatti e quindi assemblabili direttamente negli stabilimenti del costruttore con maggiore standardizzazione ed economicità. Per ora non ci sono impianti commerciali ma esistono produttori (in Europa Rolls Royce, negli USA NuScale Power, in Cina l'azienda nucleare di Stato) che si dicono pronti a iniziarne lo sviluppo.
Un reattore sperimentale SMR di NuScale in Idaho (finanziato con sussidi pubblici) dovrebbe iniziare la produzione nel 2029 secondo la stessa azienda, mentre un accordo con il Governo locale prevede 6 piccoli reattori SMR dello stesso costruttore in Romania secondo l'Economist. La già citata NEA stima a inizio 2022 in circa 50 i reattori SMR attualmente in progettazione nel mondo. Piccoli reattori per la produzione di energia per propulsione sono usati da tempo in navi e sottomarini bellici.
Gli SMR con la tecnologia oggi pronta allo sviluppo commerciale non risolverebbero il problema delle scorie e, se
distribuiti sul territorio, richiederebbero una moltiplicazione dei presidi di
sicurezza (oltre che delle difficoltà di autorizzazione) che potrebbero annullarne i vantaggi di economicità costruttiva. Questo svantaggio, d'altra parte, potrebbe essere mitigato aggregando più reattori nello stesso sito e costruendo quindi sempre grandi impianti, ma modulari.
Un vasto articolo uscito sull'Economist a fine marzo 2022 sui reattori SMR è qui.
Conclusione: l’uso politico del “sì al nucleare” in Italia
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| Un grafico dell'Economist (apr 22) sintetizza le opzioni e i costi per raggiungere -43% di emissioni nel 2030 necessario secondo IPCC per essere in linea con gli obiettivi della COP di Parigi (+1,5° max) |
Se mai, è un tema di ricerca rispetto al mix energetico di
quando le fonti rinnovabili che installiamo oggi saranno ormai a fine vita (e
potranno eventualmente essere in parte eliminate anziché sostituite – e questo
è un altro vantaggio delle fonti rinnovabili rispetto a grandi impianti che
richiedono a fine vita bonifiche di cui l’Italia ha dimostrato per ora di essere scarsamente capace).
Dunque, se la scelta tra fare ricerca o no sulle prossime tecnologie di nucleare appare ovvia (sì, la ricerca va fatta e infatti l’Italia vi sta operando attivamente), l’opzione industriale dell'energia nucleare da qui al 2030 in Italia semplicemente non c'è.
Di conseguenza, considerare il nucleare una risposta agli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 equivale di fatto a sviare attenzione e risorse rispetto alle tecnologie oggi disponibili ed efficienti nel breve periodo.
Senza considerare l aspetto geologico fell Italia.
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