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2011

Il nucleare nel mondo al 10/3/2011: ed

ora dopo Fukushima?

Alessandro Clerici

Presidente gruppo di lavoro Internazionale del WEC

“Risorse Energetiche e tecnologie”

Presidente Onorario FAST

NetPoleis – FAST

Bergamo 6 maggio 2011

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2011

1) Premessa: l‟energia una visione globale.

2) La nascita e lo sviluppo negli anni del nucleare e la

situazione al 10/3/2011.

3) Le centrali esistenti, l‟estensione della loro vita e l‟aumento

della loro potenza ed il loro costo di produzione del kWh.

4) Le nuove centrali nucleari, loro costi e programmi al

10/3/2011.

5) L‟uranio, la sua disponibilità e i suoi costi.

6) Opinione pubblica al 10/3/2011– Scorie.

7) I costi di produzione del kWh nucleare comparato ad altre

alternative.

8) Considerazioni finali sul dopo Fukushima e “l‟Italia ed il

nucleare”.

Indice

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Terminologia

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2011

1 TEP = tonnellata equivalente petrolio (~ 15.000 km con

auto).

1 MTEP = 1 mega TEP = 1 milione di TEP

Italia consuma ~ 185 MTEP di risorse energetiche all‟anno.

1 kWh = chilowattora (consumo in 10 ore di 1 lampadina da

100 W elettrici – una famiglia media consuma 2800 kWh/anno)

1 MWh = 1 Megawattora = 106 = 1 milione Wh

1 MWh = 1 Megawattora = 1.000 kWh

1 GWh = 1 Gigawattora = 106 (1 milione) kWh

1 TWh = 1 Terwattora = 109 (1 miliardo) kWh

Italia consuma ~ 320 TWh di energia elettrica all‟anno

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2011

POTENZA = ENERGIA

Capacità di produrre Lavoro potenziale

lavoro nell‟unità di tempo o prodotto

CONFONDERE POTENZA CON ENERGIA

E’ COME CONFONDERE

con

Italia ha ~ 100.000 MW di centrali elettriche già installate.

Il picco di consumo è di ~ 55.000 MW di giorno e di notte la metà.

1 kW = 1.000 Watt 1 MW = 1 milione Watt 1 GW = 1 miliardo Watt

(in casa potenza di picco ~ 3 kW)

VELOCITA‟

km/h

SPAZIO PERCORSO

km

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1) Premessa

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2011

L‟energia è sempre più importante per lo sviluppo

socio-economico dell‟umanità.

Popolazione mondiale 6,7 miliardi (300.000

nati/giorno). Negli ultimi 10 anni:

popolazione +12%; energia primaria +20%; elettricità +30%

1,6 miliardi di persone senza elettricità che è sempre

più importante: assorbirà nel 2030 il 44% delle risorse

energetiche ed è già ora la causa del 40% della

produzione di CO2 da attività umane (che

contribuiscono però per meno del 5% alla totale CO2

nell‟atmosfera).

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100

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Electricity demand

Primary energy demandCO2 emissions

World population

2007 2020 2030

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Primary energy demandCO2 emissions

World population

2007 2020 2030

100

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Primary energy demandCO2 emissions

World population

2007 2020 2030

Elaborazioni da IEA

I trends mondiali

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2011

In Cina nel periodo 2006 – 2010 sono stati messi in

servizio ~ 300 MW/giorno di nuove centrali (100

GW/anno pari alla totale potenza installata in Italia in

130 anni) delle quali l‟80% a carbone; le emissioni

annuali di CO2 da solo queste centrali sono 2,2 Gt.

L‟Europa dei 27 emette globalmente 4 Gt di CO2/anno

(14%). Il target Europeo del 20% di riduzione nel 2020

è meno del 2% delle totali emissioni previste nel 2020.

PROBLEMA ENERGIA / AMBIENTE E’ GLOBALE

TUTTI DEVONO CONTRIBUIRE

TUTTE LE TECNOLOGIE DEVONO ESSERE

CONSIDERATE

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2011

La domanda a livello mondiale aumenterà del 45% tra oggi ed il 2030 – un tasso medio di aumento dell’ 1.6%/anno – dove il carbone incide ben oltre un terzo dell’incremento totale

La richiesta mondiale di energia primaria nello

scenario di riferimento

2008: ~12.000 MTEP

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

1980 1990 2000 2010 2020 2030

MTo

e

IEA 2009 World Energy Outlook

Altre rinnovabili

Idroelettrico

NucleareBiomasse

Gas

Carbone

Petrolio

2008

0,4%

1,8%

6,5%

10%

21%

26,3%

34%

81,3%

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2011

Fossil Fuels

Based on present proven resources (R) and actual production (P):

• oil R/P ~ 40 years

• gas R/P ~ 60 years

• coal R/P ~ 200 years

But resources for potential unconventional oil from:

• oil shale (80% in USA)

• natural bitumen (60% in Canada)

• extra heavy oil (95% Venezuela)

are large and economic for stable oil prices above 80 US$/bbl.

The “boom” of shale gas in North America; possible global

resources 4 times those of conventional gas have caused a

turmoil in the energy arena.

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2011

Grandi differenze nell’energia primaria pro-capite

0

1

2

3

4

5

6

7

8

TOE per capita

Billion people

Elaborazione ENERDATA

1.50

1.25

1

0.75

0.50

0.25

0

World population 6.7 billionN. America

Australasia

CSI Europe

Middle East

E&SE

Asia

Latin

America

Africa

South

Asia

World

OECD

Europe

27

2.1

Billion peopleTOE per capita / anno

2

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2011

Grandi differenze nell’energia elettrica pro-capite

2

1.75

1.50

1.25

1

0.75

0.50

0.25

00

2

4

6

8

10

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14

16

18

MWh per capita

Billion people

World population 6.7 billion

N. America

Australasia

CSI

Europe

Middle East

E&SE

Asia

Latin

AmericaAfrica

South

Asia

World

OECDEurope

27

MWh / anno

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2011

Consumi elettrici pro-capite

L‟Africa, con il 14% della popolazione mondiale,

consuma solo il 3% dell‟elettricità globale.

Il Sud Africa ha solo il 5% della popolazione

africana, ma consuma il 45% della totale

elettricità dell‟Africa.

Escludendo i paesi del Nord Africa ed il Sud

Africa, la principale fonte energetica per il resto

della popolazione è il legname (> 85%)!

Fonte: ENERDATA, World Energy Database, elaborazione WEC

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2011

• Africa by far the continent with the largest population growth:

1.5 billion people in 2030 with respect to present 1 billion

• ME and S. Asia + SE Asia and FE around 60% of world population

Popolazione mondiale

COUNTRIES GROUPS

Population

2008

million

Population

2030

million

North America 341 410

Latin America 576 690

Western Europe 480 515

Eastern Europe 398 381

Africa 975 1,524

Middle East and South Asia 1,765 2,354

South East Asia and the Pacific 417 495

Far East 1,752 1,925

World Total 6,704 8,294

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2011

I 5 maggiori produttori nel mondo di CO2 derivante

da fonte energetica nello scenario di riferimento

2007 2020

Gt rank Gt rank

Cina 6.1 1 10.0 1

USA 5.8 2 5.8 2

EU27 4.0 3 3.9 3

Russia 1.6 4 1.9 5

India 1.3 5 2.2 4

I principali 5 emittori contribuiscono per il 70% delle emissioni a livello mondiale

IEA 2009 World Energy Outlook

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2) La nascita e lo sviluppo negli anni del

nucleare e la situazione al 10/3/2011

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La prima centrale nucleare mondiale da 5 MW è entrata in

servizio in Russia nel 1954, seguita nel 1956 dal reattore da 60

MW di Calder Hall in Inghilterra e nel 1957 dai 60 MW a

Shippingport negli Stati Uniti.

3 grandi periodi di sviluppo:

● dal 1954 al 1975: si è passati da 0 GW a 75 GW (media di circa

3.500 MW all‟anno di nuova potenza entrata in servizio);

● dal 1976 al 1988, periodo di grande espansione del nucleare, si è

passati da 75 GW a 300 GW (media di 17.000 MW all‟anno di

nuova potenza nucleare con picchi di 35.000 MW/anno);

● dal 1989 al 2010: si è passati da 300 GW a 374 GW (+24% con

circa 3.500 MW all‟anno di nuova potenza disponibile sia con nuovi

impianti sia con “up - grading” di impianti esistenti). Incremento del

54% di energia prodotta.

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2011

Nel terzo periodo, l‟incremento da nuove centrali è

avvenuto fondamentalmente in Asia.

Nel terzo periodo, pur in presenza di una

sostanziale saturazione della potenza disponibile, si

è avuto un continuo notevole incremento

dell‟energia prodotta; ciò è dovuto ad una

progressiva diminuzione dell‟indisponibilità delle

centrali (inferiore al 5% in US).

Ciò dimostra come le centrali nucleari in esercizio

appartengano ad una tecnologia affidabile dal

punto di vista della produzione di elettricità.

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Uranio

nel 2009

N. unitàTotale

MW(e)N. unità

Totale

MW(e)TWh % totale ton

USA 104 100.747 1 1.165 809,00 20.17 18.867

Francia 58 63.130 1 1.600 418,03 75.17 10.569

Giappone 54 46.821 2 2.650 240,05 28.89 8.388

Russia 32 22.693 11 9.153 152,01 17.82 3.537

Germania 17 20.490 0 0 140,09 26.12 3.398

Corea del Sud 21 18.698 5 5.560 144,03 34.79 3.444

Ucraina 15 13.107 2 1.900 84,03 48.59 1.977

Canada 18 12.569 0 0 88,06 14.83 1.670

Gran Bretagna 19 10.137 0 0 52,05 17.92 2.059

Cina 13 10.058 27 27.230 65,03 1.89 2.010

Svezia 10 9.298 0 0 61,03 37.40 1.395

Spagna 8 7.514 0 0 56,04 17.49 1.383

Belgio 7 5.926 0 0 43,04 51.65 1.002

Taiwan 6 4.982 2 2.600 39,30 20.70 831

India 20 4.391 5 3.564 13,02 2.16 961

Repubblica Ceca 6 3.678 0 0 25,00 33.77 610

Svizzera 5 3.263 0 0 26,03 39.50 531

Finlandia 4 2.716 1 1.600 22,00 32.87 446

Bulgaria 2 1.906 2 1.906 14,07 35.90 260

Ungheria 4 1.889 0 0 14,00 42.98 274

Sud Africa 2 1.800 0 0 12,07 4.84 303

Brasile 2 1.884 1 1245 14,00 2.93 308

Slovacchia 4 1.816 2 782 15,05 53.50 251

Messico 2 1.300 0 0 9,04 4.80 242

Romania 2 1.300 0 0 7,01 20.62 174

Argentina 2 935 1 692 6,08 6.95 122

Slovenia 1 666 0 0 6,00 37.80 137

Olanda 1 487 0 0 3,09 3.70 97

Pakistan 2 425 1 300 1,07 2.74 65

Armenia 1 375 0 0 2,03 44.95 51

Iran 0 0 1 915 0,00 0.00 143

TOTALE 442 375.001 65 62.862 2.581,35 65.505 (*)

(*) ~ 25 tU/TWh = 29,5 t U3O8/TWh (1) + 4 reattori in riabilitazione per 2.530 MW

Nazione

Impianti in

esercizio (1)

Impianti in

costruzione

Energia elettrica da

nucleare

nel 2009

Reattori nucleari in servizio o in costruzione nel mondo al 10/03/2011

Elaborazione di A. Clerici su fonte IAEA

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N. MW N. MW

Europa 195 170.016 19 16.941

Nord America 124 114.616 1 1.165

Asia 117 85.750 43 42.819

Sud America 4 2.819 2 1.937

Africa 2 1.800 0 0

TOTALE 442 375.001 65 62.862

Reattori in servizio o in costruzione per continente al 10/03/2011

In esercizio (1) In costruzione (2)

Elaborazione A. Clerici su fonte IAEA

(1) Per la maggior parte dei reattori in esercizio estensione della vita di circa 20 anni.

(2) Principali paesi con reattori in costruzione: Cina n° 27 reattori – Russia 11 – India 5 – Sud Corea 5 – n° 2

reattori per Giappone, Slovakia, Bulgaria, Taiwan, Ukraina e n° 1 reattore per Argentina, Brasile, Finlandia,

Francia, Iran, Pakistan, USA.

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2011

I primi 10 paesi per entità del nucleare installato

producono oltre l‟85% della totale energia nucleare

generata annualmente (circa 2.600 TWh pari a ~14%

della energia elettrica globale prodotta a livello

mondiale da tutte le fonti primarie).

Gli Stati Uniti sono la nazione con il massimo numero

di reattori (104) e la massima potenza installata (100,7

GW) seguiti dalla Francia (58 reattori per totali 63 GW)

la quale ha il 75% di energia elettrica dal nucleare.

I due paesi, Stati Uniti e Francia, producono oltre il

47% dell‟energia nucleare mondiale.

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3) Le centrali esistenti, l‟estensione della loro

vita e l‟aumento della loro potenza ed il

loro costo di produzione del kWh

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Fonte: IAEA – 31/1/2011

7,5%

20%

65%

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2011

Operational Reactors by Type(updated on 2011/04/20)

Source: IAEA

(22.5%)

(66%)

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2011

Under Construction Reactors by Type(updated on 2011/04/20)

Source: IAEA

(8.5%)

(85%)

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2011

Le centrali nucleari esistenti sono state per la

massima parte autorizzate originariamente per un

funzionamento fino a 40 anni. Sulla base delle

periodiche verifiche di sicurezza è stato appurato che

per la maggior parte di esse si potrebbe estendere la

vita utile fino a 50 / 60 anni.

A livello mondiale, l‟80% dei reattori ha più di 20 anni

di vita ed il 35% più di 30; la situazione è tuttavia

molto differente nelle varie aree geografiche e le 2 più

critiche per “vecchiaia” delle centrali sono Europa

Occidentale e Nord America.

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2011

In Europa e in Nord America, risultando ammortate la quasi

totalità delle centrali in funzione, il costo di produzione si

riduce ai costi di:

• O&M (Operation and Maintenance) + Assicurazioni 4 - 7 €/MWh

• Combustibile 3,7 - 9 €/MWh (con uranio da 75 a 300 $/kg)

• “decommissioning” e management delle scorie (2 - 4 €/MWh)

Il costo è inferiore ai 20 €/MWh e quindi altamente

competitivo (prezzo medio ora di Borsa Elettrica in Italia

60 - 70 €/MWh)

Un‟estensione della vita delle centrali nucleari, previi adeguati

controlli, sarebbe un fattore di stabilità per i prezzi

dell‟energia elettrica, per la sicurezza degli

approvvigionamenti e porterebbe sostanziali contributi

(difficilmente sostituibili) alla riduzione delle emissioni.

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2011

Negli Stati Uniti 65 reattori hanno già avuto l‟estensione a

60 anni (3 nei giorni passati); oltre l‟85% dei reattori

saranno operanti per altri 20 anni rispetto alle iniziali

licenze.

Per l‟Europa sono state definite o in definizione estensione

della vita delle centrali in Francia, Olanda, Finlandia,

Bulgaria, Repubblica Ceca, Romania, Slovenia, Svezia e

Svizzera.

In Belgio e Spagna la situazione non è definita a livello

generale ma è già stata decisa l‟estensione della vita delle

prime centrali.

In Germania, era stata modificata la legge precedente e

decisa l‟estensione della vita dei reattori al di là del 2021

prima previsto. Ma per Fukushima ora sospesa

l‟estensione della vita e chiuse le 7 centrali più vecchie

entrate in servizio prima del 1980.

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4) Le nuove centrali nucleari, loro costi e

programmi al 10/3/2011

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2011

Occorre notare che il possibile ricorso all‟energia

nucleare e il suo tasso di penetrazione dipenderà da

quattro principali fattori:

1. l‟impatto della non proliferazione e della sicurezza

endogena ed esogena delle centrali e del ciclo del

combustibile, e l‟accettabilità da parte del pubblico.

2. la risposta ai problemi ambientali (tasse CO2);

3. la sua economicità rispetto ad altre alternative,

internalizzando nei costi di ogni alternativa sia gli impatti

ambientali sia i costi indiretti sul globale sistema elettrico

di generazione e trasmissione, sia i costi di mancata

sicurezza di approvvigionamento;

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2011

La tecnologia che sta imponendosi sul mercato

delle centrali nucleari è quella dei nuovi reattori

(3 generazione) di “larga taglia” (potenza

elettrica per reattore superiore ai 1.000 MW

elettrici).

Tale tecnologia permette di ottenere riduzioni

del costo dell‟investimento al kW e dei costi di

O&M per kWh prodotto (effetto scala).

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2011

I principali reattori disponibili sul mercato sono:

• PWR (pressurized water): EPR di Areva ~ 1.650 MW,

AP 1.000 ~ 1.150 MW Toshiba W e V V ER ~ 1.000 o

1.200 MW di Rosatom Russia.

• BWR (boiling water): ABWR (~ 1.400 MW) di GE -

Hitachi e ora anche Toshiba; ESBWR 1.550 MW di GE

– Hitachi; SWR di Areva ~ 1.000 – 1.200 MW.

• PHWR: Candu di 700 – 1.000 MW

Mitsubishi ha proposto in USA l‟APWR di 1.700 MW

(evoluzione di tecnologia W); Sud Corea ha l‟AP

1.400 (8 unità in Corea e 4 negli Emirati sono in

costruzione e derivati da tecnologia CE).

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2011

Tali reattori hanno una vita progettata per 60

anni, una disponibilità superiore al 90%,

rifornimento del combustibile e management del

“core” ogni 15 - 24 mesi; a tali caratteristiche si

aggiunge una bassissima probabilità di danni al

“core” che in ogni caso non producono

conseguenze esterne e la capacità di resistere

all‟impatto di un grosso aereo.

Se definite tutte le autorizzazioni e procedure, i

tempi di costruzione (dal getto iniziale di

calcestruzzo alla connessione alla rete) sono di

circa 4 - 6 anni (4 per Cina).

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Per quanto riguarda il costo di nuove centrali

nucleari (il cosiddetto “overnight cost” = OVN,

corrispondente alla somma dei valori dei

possibili vari contratti per la realizzazione

della centrale esclusi gli oneri finanziari)

dipende:

• dai costi locali;

• dal numero di unità per ogni sito;

• dal numero totale di centrali ordinate.

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A causa dell‟escalation dei prezzi delle materie prime e

delle esperienze iniziali i prezzi ad oggi noti sono ben

superiori ai 2000 €/kW iniziali(senza oneri finanziari) relativi

ai progetti Francese (Flamanville) e Finlandese (Olkiluoto

3), entrambi con 1 nuovo reattore EPR per sito e con altri 2

reattori già in funzione. EdF ha comunicato che i costi di

Flamanville superano i 2500 €/kW.

Le analisi in corso in Finlandia da parte di 3 gruppi di

investitori che stanno proponendo la 6 centrale nucleare,

ed in parte confermate da indiscrezioni sugli ultimi ordini

negli Stati Uniti (ordini in parte ritardati per la caduta della

domanda di elettricità e per il crollo del prezzo del gas con

l‟esplosione dello “Shale gas”), portano a valori anche oltre

i 3.000 €/kW ed intorno ai 3500 €/kW (senza oneri

finanziari) per reattori in un nuovo sito.

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Essendo le centrali nucleari “capital intensive”,

chiaramente la quota del costo del kWh prodotto

relativa all‟investimento risulta la preponderante.

Tale quota è influenzata fortemente dall‟entità e

dal costo del denaro ottenuto in prestito e dal

valore dell‟Internal Rate of Return (IRR) che

l‟investitore vuole avere; costo del denaro ed IRR

sono influenzati fondamentalmente da rischi di

mercato, rischi di cambio legislazione, rischi

tecnologici.

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2011

Con tale schema e con i rischi sopra citati

praticamente nulli, i finlandesi sono riusciti ad

ottenere dalle banche prestiti fino a 40 anni ad un

tasso intorno al 5% e per una quota fino all‟80% del

valore totale della centrale. Ciò porta a ~23 €/MWh il

costo attribuibile all‟investimento anche con un costo

di impianto di ~3.000 €/kW (+ 50% rispetto a costo

previsto inizialmente per Olkiluoto 3).

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Le conclusioni del WEC per future centrali in Europadanno un costo del kWh, esclusa la quota di capitale:

• O&M (~ 6 - 9 €/MWh)

• Combustibile prima della produzione di elettricità (4,5 -9 €/MWh con uranio da 75 a 300 $/kg)

• “Fuel cycle” (waste management temporaneo +riprocessamento + accantonamenti per il depositofinale): 1 - 4 €/MWh;

• Decommissioning (con costi differiti di almeno 60 anni,non contribuisce sostanzialmente al costo totale delkWh anche se il costo effettivo di decommissioning havalori alti fino ed oltre 1.000 $/kW in funzione del tipoe dimensione della centrale): costo previsto è 0,5 -1€/MWh.

In totale 11,5 - 23 €/MWh

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Il totale costo di produzione includendo gli oneri di

capitale, O&M, combustibile e suo ciclo (incluso

“cimitero finale”) e decommissioning risulta:

● per ordine di un solo reattore,

40-45 €/MWh e nel solo caso dell‟approccio

Finlandese

60-75 €/MWh per IRR più elevata

● per ordini di più centrali con più unità per sito,

tra 50 e 60 €/MWh.

Per un confronto con i costi di produzione da altre

tecnologie si rimanda a dopo.

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2011

Reattori pianificati e addizionali proposti nel

mondo al 10/3/2011

In 47 paesi:

• Pianificati: 142 reattori per 153.000 MW previsti in

esercizio entro 8 – 10 anni.

• In considerazione: 315 reattori per 315.000 MW

previsti in esercizio tra 15 anni.

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2011

La Cina prevedeva in servizio per il 2030 circa 180.000

MW di nucleare, l‟India 21.000 MW nel 2020 e 63.000

nel 2030, il Giappone aveva confermato di mantenere

anche oltre il 2030 una quota del nucleare fra il 30 e

40% con 13 nuovi reattori pianificati, la Corea del Sud

ha in programma altri 8000 MW oltre agli attuali 8000

MW in costruzione. Negli Stati Uniti l‟Energy Act del

2005 del Governo Bush ha portato a richieste

d‟interesse e/o di autorizzazione per 33 reattori per

45.000 MW ed il Governo di Obama ha fornito le prime

garanzie di credito per 2 reattori che dovrebbero

entrare in servizio nel 2016. A fine 2009 erano presenti

16 richieste di licenze per totali 24 reattori. Lo “shale

gas” e la crisi nella domanda stanno cambiando gli

scenari con ritardi per il nucleare.

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2011

Per quanto riguarda l‟Europa, la Russia ha in programma

40.000 MW di nuove centrali da qui al 2030, l‟Inghilterra

vedeva 4 reattori EPR per 6400 MW proposti da EdF che

si aggiungono a quelli da 6000 MW della joint venture

EON-RWE nota come “Horizon Nuclear Power” ed ai

3.600 MW proposti da Iberdrola con GdF. La Lituania in

collaborazione con Estonia, Lettonia e Polonia sta

esaminando la realizzazione di 2 reattori da 1.600 MW e

la Romania sta definendo la realizzazione dei Gruppi 3 e

4 di Cernovada da 700 MW ciascuno. In Bulgaria è in

fase di riesame l‟assetto societario per 2 reattori da 1.000

MW e la Repubblica Ceca ha iniziato le procedure per 2

nuove centrali mentre la Repubblica Slovacca ha in

programma di completare per il 2013 con ENEL 2 reattori

da 400 MW ciascuno. La Svizzera aveva in esame 3

nuovi reattori e la Slovenia 1.

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2011 Fonte: F. Carré - CEA

In Francia è ufficialmente ancora valido il programma

della annessa figura anche se ci sono dubbi relativi al

reattore EPR.

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E‟ interessante notare come gli Emirati Arabi, purcon enormi risorse di idrocarburi, abbianorecentemente ordinato ai Sud Coreani 4 reattori da1.400 MW ciascuno. La Turchia ha concluso dapoco un accordo con la Russia per 4 gruppi da1.200 MW ciascuno con un nuovo tipo di contrattoBOO e sta discutendo altri accordi con i Coreani, iGiapponesi ed i Francesi.

Chiaramente specie in Europa occidentaleoccorrerà verificare l‟effetto della crisi finanziaria edeconomica su tali programmi, visto il calo deiconsumi specie industriali e l‟effetto Fukushima.

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5) L‟uranio, la sua disponibilità e i suoi costi

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Il consumo globale mondiale di uranio è ~ 65.000

t/anno; circa il 40% proviene da vari anni dallo

smantellamento di arsenali militari, nel 2010 è stato il

25%;

Ma il prezzo dell‟uranio incide marginalmente sui costi

del kWh nucleare. Passando da 75 a 300 $/kg, il costo

del kWh passa da 45 a 50 €/MWh;

Per il ciclo combinato a gas, passando il petrolio da 40

$/barile a 160, il costo del kWh passa da 55 a 150

€/MWh, includendo i costi di CO2 e certificati verdi

(con 1 € = 1,4 $).

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Uranium production figures 2000 - 2010

Source WNA

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2009-10

Australia 7609 7756 6854 7572 8982 9516 7593 8611 8430 7982 5900 -26% 3

Brazil 50 58 270 310 300 110 190 299 330 345 148 -57%

Canada 10590 12520 11604 10457 11597 11628 9862 9476 9000 10173 9783 -4% 2

China ^ 500 655 730 750 750 750 750 712 769 750 827 10%

Czech Rep. 507 456 465 452 412 408 359 306 263 258 254 -2%

France 320 195 20 9 7 7 0 4 5 8 7 -13%

Germany 28 * 27 * 221 * 104 * 77 * 94 * 65 * 41 * 0 0 0 0%

India ^ 200 230 230 230 230 230 230 270 271 290 400 38%

Kazakhstan 1740 2050 2800 3300 3719 4357 5279 6637 8521 14020 17803 27% 1

Malawi 0 0 0 0 0 0 0 0 0 104 670 544%

Namibia 2714 2239 2233 2036 3038 3147 3077 2879 4366 4626 4496 -3% 4

Niger 2900 2920 3075 3143 3282 3093 3434 3135 3032 3243 4198 29% 5

Pakistan ^ 23 46 38 45 45 45 45 45 45 50 45 -10%

Portugal 10 3 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

Romania ^ 50 85 90 90 90 90 90 77 77 75 77 3%

Russia ^ 2500 2500 2900 3150 3200 3431 3400 3413 3521 3564 3562 0%

South Africa 878 873 824 758 755 674 534 539 655 563 583 4%

Spain 251 30 * 37 * 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

Ukraine ^ 500 750 800 800 800 800 800 846 800 840 850 1%

USA 1456 1011 883 779 878 1039 1692 1654 1430 1453 1660 14%

Uzbekistan 2350 1962 1860 1589 2016 2300 2270 2320 2338 2429 2400 -1%

Total 35176 36366 35936 35574 40178 41719 39670 41264 43853 50773 53663 6%

Legend:

* from decommissioning

^ UI/WNA estimate

Production (tU)Country or

Area

%

change

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Per quanto riguarda le riserve di Uranio, l‟ultimo Red Book

della IAEA prevede che con le tecnologie di oggi dei reattori

(costruiti ed in costruzione) ci siano 100 anni di vita con gli

attuali consumi e con le riserve accertate di Uranio estraibile

a meno di 130 $/kg; con tutte le riserve convenzionali di

Uranio si salirebbe a 300 anni e considerando riserve non

convenzionali (fosfati) a 700 anni.

Con i reattori della quarta generazione (fast-breeder

reactors), prevedibili in servizio con taglie commerciali tra

circa 30 - 40 anni, i consumi sarebbero ridotti di oltre 50

volte.

Per le risorse identificate i primi 10 paesi contribuiscono per

oltre il 90% e sono: Australia (25%), Kazakistan (18%),

Canada (10%), Stati Uniti (7,6%), Sud Africa (7,6%),

Namibia (6,2%), Brasile (6,1%), Niger (5%), Russia (3,8%)

ed Uzbekistan (2,5%).

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6) Opinione pubblica al 10/3/2011- Scorie

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2011

Con il passare del tempo dall‟effetto Chernobyl, la

percezione del rischio da parte del pubblico era meno

influenzata negli ultimi anni dal problema di gravi incidenti e

più concentrata sul problema delle scorie.

In sondaggi condotti in Svizzera, Slovacchia e Stati Uniti, la

popolazione residente vicino a centrali nucleari era meno

ostile di quella che vive lontano dalle centrali stesse.

Il caso più eclatante di cambiamento di opinione rispetto al

nucleare è quello della Svezia che nel 1980 (6 anni prima di

Cernobyl!) aveva deciso di chiudere tutte le centrali nucleari

entro il 2010. Ora oltre l‟85% della popolazione non vuole

chiudere le centrali ma vuole estenderne la vita e la potenza

disponibile. A seguito dell‟incidente del Giappone,

“sostituiamo le più vecchie con centrali nuove più sicure”.

2 regioni in Svezia si sono contese la localizzazione del

“cimitero” finale delle scorie.

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Relativamente alle scorie ad alta radioattività (SNF =Spent Nuclear Fuel), dopo l‟iniziale stoccaggio pressole centrali, esistono 3 approcci:

• riprocessamento (Francia, Inghilterra, Russia,Giappone);

• temporaneo stoccaggio in siti provvisori in attesa deglisviluppi tecnologici e della scelta di un sito definitivo;

• stoccaggio in un sito definitivo (Canada, Finlandia,Svezia e Stati Uniti).

P.S.: gli Stati Uniti stanno ora pensando al riprocessamentoper ridurre i volumi dei “cimiteri finali”. Hanno aumentatoad 80 anni la possibilità di tenere le scorie in piscinapresso le centrali. Obama ha sospeso i lavori di YuccaMountain.

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Per il diretto stoccaggio di HLW (high level waste –

scorie a lungo decadimento) da SNF (Spent Nuclear

Fuel) occorrono ~ 2 m3 per tonnellata con la

tecnologia svedese di involucri di rame e ~ 0,3 – 0,4

m3 per tonnellata con il processo francese di

vetrificazione.

Per lo stoccaggio con la tecnologia svedese (massimo

dei volumi), il totale volume delle scorie HL prodotte

per 60 anni da eventuali 13.000 MW nucleari in Italia

(tali da dare nel 2030 il 25% - 30% di energia elettrica

dal nucleare) sarebbe inferiore a quello di un cubo di

20m di lato.

Nuove posizioni di alcuni paesi (Russia e Kazakistan)

disposti a fornire combustibile e ritirare le scorie.

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7) I costi di produzione del kWh nucleare

comparato ad altre alternative

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Considerando l‟energia elettrica ed i suoi sistemi

di produzione hanno cicli di vita di molti decenni

(una centrale a carbone 40 anni, una nucleare 60)

i confronti vanno fatti non a livello giornaliero e

schizofrenico in funzione delle variazioni del

prezzo del petrolio, della CO2, ecc.

Occorre considerare per i costi del combustibile e

dalla CO2 una vasta gamma di variazione ed un

range per i costi di investimenti ed ore di utilizzo.

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ne o

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ncio

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aggio

2011

Il costo del kWh da centrali di base

la Tabella 1 per centrali di base riportasinteticamente i risultati di una serie di analisi dame effettuate con la metodologia WACC(Weighted Average Cost of Capital) che ènormalmente utilizzata anche dagli investitoriitaliani e tiene conto sia del tasso di interesse deldenaro preso a prestito, sia del ritornodell'investimento proprio, sia delle tasse. E' statoconsiderato per il valore base del WACC il 9%,mediamente utilizzato in Italia ad oggi daiprincipali operatori.

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2011

capitale +

tassecombustibile

( )

O&M+

altri ( )

Totale

senza CO2CO2 ( ) Totale

Gas CC 600 - 800 (4500 - 6500) 10 - 19 40 - 110 4 - 6 54 -135 9.5 - 19 63,5 - 154

Carbone 1300 - 1700 (6000 - 7500) 16,5 - 26,5 16 - 48 9 - 13 41,5 - 87,5 19 - 38 60,5 - 125,5

Nucleare 2500(2) - 3500 (7600 - 8000) 36 - 53,5 4,5 - 9 7,5 - 14 (48)(2) 57-76,5 - (48)(2) 57-76,5

CC (S) ( ) 2200 - 2900 (6000 - 7500) 28 - 45 22 - 64 10 - 14 60 - 123 2 - 4 62 - 127

Prezzo medio del kWh da centrali di base offribile con un WACC = 9%

Costo

(€/kW) (1)

Ore annuali di

utilizzo (h)

Costo kWh (€/MWh)

Elaborazioni da A. Clerici

(1) Campo dei costi di un sito produttivo senza oneri finanziari

( ) Carbon Capture and Storage (cattura della CO2 da centrali a carbone) senza considerare costi di trasporto e stoccaggio CO2; cattura di CO2 al 90%

( ) Gas 0.200 € - 0.570 €/m3 - Carbone 50 - 150 €/t - Uranio 100 - 300 €/kg

( ) Per il nucleare è incluso lo smantellamento della centrale e lo stoccaggio finale delle scorie

( ) CO2: 25 - 50 €/t

(2) Solo per ordini di più centrali con più unità per sito, non applicabile in Italia dove il range potrebbe essere da 3000 a 3500 secondo i dati ad oggi aggiornati da [1]

Tabella 1:

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2011

Full cost of electricity generated with CCGTP‟s

versus gas price

N.B.: with carbon dioxide at 20 €/t, penalty of 6-8 €/MWh

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2011

Full cost of electricity generated with coal plants versus coal price

Full cost with hard coal plant (7200 h/year, efficiency 44%)

0

10

20

30

40

50

60

40 60 80 100

Coal price €/ton

€/M

Wh

Investment cost

O&M

Fuel

N.B.: with carbon dioxide at 20 €/t, penalty of 16-18 €/MWh

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2011

Full cost of electricity generated with nuclear

plants versus uranium price (8,100 h/year).

80

70

60

50

40

30

20

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2011

Dalla tabella emerge chiaramente che il prezzo del

gas ha un grande impatto sul costo del kWh del ciclo

combinato, costo che raggiunge valori molto elevati

con alti prezzi del gas ma che è poco influenzato dai

bassi investimenti e tempi di realizzazione (e questa è

stata la grande accettabilità del ciclo combinato da

investitori e mondo finanziario).

L'investimento e gli oneri finanziari durante la

costruzione hanno invece notevole influenza sul costo

del kWh dal nucleare, costo che è marginalmente

influenzato anche da grandi variazioni del prezzo

dell'uranio e nettamente vantaggioso rispetto alle altre

alternative, specie con possibili alte penalizzazioni

della CO2 ed alti prezzi del combustibile.

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2011

Il carbone, senza penalizzazioni per la CO2, risulta

conveniente e paragonabile al nucleare. Alte

penalizzazioni impattano negativamente l'utilizzo del

carbone convenzionale che risulta non conveniente

anche rispetto all'attuale costosa CCS (cattura e

stoccaggio della CO2) nell'ipotesi che i costi di

trasporto e stoccaggio della CO2 possano essere

bilanciati dai vantaggi di iniezione nei pozzi. E tale

tecnologia, date le grandi riserve di carbone mondiali,

deve essere opportunamente valorizzata e resa

meno costosa per gli investimenti e più efficiente di

quanto lo è attualmente per i primi prototipi.

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2011

la Tabella 2 riporta, considerando un periodo di

ammortamento ed esercizio di 20 anni, i risultati applicati ad

eolico,fotovoltaico e solare a concentrazione (CSP) sempre

con un WACC pari al 9% e validi per investimenti che

vendono alla rete l‟energia. Ai loro costi del kWh non sono

stati aggiunti i costi addizionali al sistema elettrico dovuti alla

necessaria capacità convenzionale di riserva (vogliamo

l'elettricità anche quando non ci sono vento e sole) e ai costi

del bilanciamento dell'energia (per richiesta di improvvisa

energia in più o per compensi da pagare ai fornitori

programmati che vengono richiesti di non produrre). Tali

costi aumentano più che proporzionalmente con la

percentuale di produzione di elettricità da rinnovabili.

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2011

capitale +

tasse

O&M+

altri (2) Totale

Eolico(3)

on shore 1600 - 2000 (1600 - 2000) 87 - 134 20 - 30 107 - 164

FV 3000(4) - 4500(5) (1000 - 1400) 228 - 432 30 - 50 258 - 482

CSP(6) 5000 - 7000 (2000 - 2700) 197 - 374 15 -30 212- 404

(6) Concentrated solar power - Solare termodinamico

(4) Per grossi impianti superiori ad 1 MW

(5) Per piccoli impianti collegati in bassa tensione

(2) Non sono inclusi i costi addizionali al sistema elettrico (potenza di riserva, costi di bilanciamento, ecc).

Per “produzione distribuita" a bassa tensione occorrono ragionamenti particolari per possibile “grid parity”.

Elaborazioni da A. Clerici

(3) Solo grossi impianti collegati su alta tensione

(1) Campo dei costi per l'investitore di un sito produttivo con collegamento alla rete e senza oneri finanziari, inclusi i costi del

"developer"

Costo

(€/kW) (1)

Ore annuali di

utilizzo (h)

Prezzo medio del kWh da attuali centrali eoliche e solari offribile con un WACC = 9%

Costi (€/MWh)

Tabella 2:

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2011

L'eolico è notevolmente il più economico delle

rinnovabili (escluso idroelettrico quando fattibile).

Il fotovoltaico è il più costoso anche nel caso di

grossi impianti a terra (i più convenienti dal

punto di vista economico) e con ben 1400 ore di

utilizzazione.

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2011

Il fotovoltaico ha visto negli ultimi anni una forte riduzione

dei costi dei pannelli e in parte anche del resto dell'impianto

(inverters, strutture, cavi, quadri elettrici e apparecchiature,

trasformatori etc.) sul quale si potrà fare ancora qualcosa

ma non molto. "Sic stantibus rebus", altre riduzioni nel costo

dei pannelli (per impianti "grossi" ora sono sotto il 50% del

valore totale dell'investimento) incideranno sempre meno

sul costo del kWh prodotto; un'ulteriore ipotetica ed

idealistica riduzione del 50% del costo dei pannelli

porterebbe nel caso di massima insolazione in Italia

(ca.1.400 ore) e di minimo investimento ad un costo

dell‟energia prodotta di oltre 180 €/MWh che è ben

superiore a quanto ora ottenibile dagli impianti eolici più

costosi ed in zone a non alta ventosità ed è pari al costo da

cicli combinati con altissimi valori per il prezzo del gas e

con CO2 valutata a 100 €/t.

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2011

Chiaramente per impianti fotovoltaici piccoli e

distribuiti (i più costosi) ma "integrati" nelle

strutture e collegati al sistema a bassa/media

tensione occorre un discorso particolare anche

per quanto riguarda la cosiddetta "grid parity".

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2011

Va sottolineato che le due tipologie di energia

delle Tabelle 1 e 2 non sono in competizione ma

complementari essendo completamente

differenti: programmabili e modulabili quelle di

Tabella 1 ed aleatorie e non prevedibili quelle di

Tabella 2, con necessità di avere nel sistema

elettrico centrali convenzionali sempre

funzionanti per sopperire alla loro variabilità.

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2011

8) Considerazioni finali sul dopo

Fukushima e “l‟Italia e il nucleare”

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2011

L‟Italia per le materie prime energetiche ha

attualmente una dipendenza dall‟estero dell‟86%,

tendente a superare il 95% nel 2020; ha inoltre

alti costi per la produzione di energia elettrica

dovuti al mix “particolare” accennato all‟inizio.

In Europa é impossibile raggiungere gli obiettivi di

lungo periodo per le emissioni della CO2 ed avere

sicurezza degli approvvigionamenti con le sole

rinnovabili, considerando anche la sostituzione

delle vecchie centrali di base.

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2011

L‟efficienza energetica in primis e l‟opzione

nucleare non possono essere a priori trascurate

nelle strategie energetiche.

Discorsi limitati alla sola Europa per limitare le

emissioni sono forvianti ed occorre dare priorità

ad un approccio politico per portare intorno al

tavolo di Kyoto Cina, India, USA e gli altri

maggiori contributori alle emissioni, rispetto ad un

approccio con forti penalizzazioni delle industrie

e dei consumatori europei che sono spinti a

rilocare all-estero le loro fabbriche.

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2011

L‟efficienza energetica è oltre il 50% della soluzione

ma non è fortemente implementata.

Efficienza

energetica

Rinnovabili

Biocarburanti

Nucleare

CCS

25

35

2007 20302020

CO2 emissioni

(Gigatonnellate)

57%

Tendenza attuale

Fonte: IEA

Percorso richiesto per

ottenere 450 p pm

(~ 2/3 da consumi finali)

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2011

Ma guardiamo al settore elettrico:

la produzione di energia elettrica nel 2010

• Cina ~ 4230 TWh

• USA ~ 4120 TWh

• Giappone ~ 955 TWh

• Russia ~ 907 TWh

• India ~ 720 TWh

• Canada ~ 565 TWh

• Francia ~ 550 TWh

• Germania ~ 490 TWh

2 nazioni ~ 40% della produzione globale

e in gran parte dal carbone.

Fonte: WNA

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2011

Tendenza negli ultimi 10 anni per la produzione di

energia elettrica da differenti risorse.

2001 2010

Coal 38.7% 41.7%

Oil 7.4% 64.7% 4.2% 66.6%

Gas 18.6% 20.7%

Nuclear 17.1% 13.4%

Hydro 16.5% 16.2%

Biomasses 1.1% 18.2% 1.5% 20%

Other Renewables 0.6% 2.3%Fonte: IEA

aumento % di elettricità da combustibili fossili!

l‟incremento delle rinnovabili non compensa la diminuzione % del nucleare;

produzione da risorse prive da CO2 perde quote di mercato.

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2011

Le rinnovabili risultano ancora non competitive e

specie il fotovoltaico e i loro incentivi peseranno

fortemente sulle bollette delle industrie per 15 -

20 anni e con forte effetto sull‟inflazione.

Occorrerà coniugare lo sviluppo della tecnologia

con i sovra costi alle nostre imprese (e non sono

tutte) nell‟ambito di una politica di incentivazione

chiara e di medio / lungo periodo per dare

certezza anche alle industrie fornitrici ed agli

investitori.

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2011

In Italia si dovrebbe portare avanti, con adeguato

consenso,solo un piano nucleare in un libero

mercato e senza sussidi. Gli interventi dello stato

debbono essere limitati a:

• garantire i siti e tempestive autorizzazioni;

• coprire rischi da grandi incidenti per la quota

eccedente un valore da definirsi in accordo con

normative europee;

• gestire “cimiteri finali” delle scorie, realizzati tuttavia

con gli accantonamenti degli operatori, che non

possono però assumersi liabilities secolari;

• garantire rischi di cambio di legislazione;

• gestire il controllo della sicurezza e della salute.

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Il nucleare non va visto nell‟ottica del 2020 ma in un‟ottica

di medio lungo periodo ed un accordo bipartisan risulta

fondamentale per l‟accettabilità ed il consenso della

popolazione e per gli enti finanziatori.

Prima di Fukushima e anche nell‟ipotesi che sia già

funzionante la prevista e non ancora operante Agenzia

Nucleare, supponendo i vari decreti attuativi escano nei

tempi prefissati dall‟ultimo decreto e non ci siano intoppi,

occorrono per un investitore almeno 36 mesi dalla richiesta

di un sito per avere la certificazione del sito stesso seguita

poi dall‟autorizzazione alla costruzione ed all‟esercizio della

centrale.

Chiaramente solo dopo tale autorizzazione sarebbe stato

possibile chiudere il project financing per gruppi che

valgono 4 - 5 miliardi di Euro.

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2011

Considerando i lunghissimi cicli di vita nel settore

energetico e quindi la necessità di scenari sul

medio lungo termine quali sono gli elementi da

considerare a vantaggio del nucleare?

1. Risulta un‟opzione interessante per ridurre le

emissioni di CO2 come entità e dal punto di

vista economico (1000 MW di potenza

installata nucleare producono 8 TWh/anno di

elettricità senza CO2 mentre con l‟eolico on-

shore nel migliore dei casi se ne

produrrebbero in Italia 2 e con il solare

fotovoltaico 1,4).

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2011

2. la sicurezza degli approvvigionamenti (vedi

Ucraina, Nord Africa).

3. I costi del kWh sono “non volatili” ed attraenti sul

lungo periodo e specie per elevati costi di

combustibili e CO2.

4. la ricaduta su un‟industria Italiana che,

opportunamente qualificata a lavorare in garanzia

di qualità, potrebbe contribuire fino ad un 75%

del valore di una centrale di 5 miliardi con

forniture per ingegneria di dettaglio, opere civili,

sistemi e componenti termo - elettromeccanici ed

installazioni.

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2011

5. La contribuzione dell‟Italia con sue centrali

alla eliminazione delle 120.000 testate

nucleari che possono essere eliminate solo

utilizzandole come combustibile per centrali

nucleari.

Il nucleare va visto quindi non solo in un‟ottica

di costo dell‟energia elettrica ma di politica

industriale che porterebbe a sostituire costi

all‟estero di materie prime energetiche (vedi

gas) con lavoro e forniture italiane alle quali

verrebbe aperto anche l‟interessante mercato

estero.

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A parte “l‟accettabilità”, il rischio per il nucleare in

Italia era ed è quello della finanziabilità, legata a

stabilità politica e legislativa ed alla tempistica delle

autorizzazioni; e questo significa “accettabilità” non

solo a livello “statistico” e nazionale ma a livello

regionale e locale.

In ogni caso per il successo di un eventuale piano

energetico in Italia e nucleare in particolare è

essenziale la massima trasparenza ed informare i

cittadini in maniera capillare, responsabile, bipartisan,

focalizzandosi sui problemi dell‟energia e

dell‟ambiente e non sul solo nucleare.

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2011

Proprio questa fase, purtroppo, non è mai iniziata.

Occorreva, una corretta e trasparente informazione,

veicolata da enti e figure credibili, con chiare capacità

di comunicazione, portando le persone a ragionare su

dati, fatti e costi (inclusi quelli ambientali). E‟ questo il

problema di fondo.

Quello che sta capitando in Giappone alla centrale

nucleare di Fukushima è chiaramente eccezionale e

grave e non si conosce ancora “la fine della storia”,

ma bisogna aspettare di avere dati ed informazioni

certe prima di esprimere giudizi definitivi sul nucleare.

Un giudizio ora può peccare di catastrofismo come di

eccessivo ottimismo.

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2011

Per la propria indipendenza e sicurezza energetica, il

Giappone, terra di terremoti, ha avuto il coraggio e

forse la temerarietà di sfidare la "natura" realizzando

una serie di ben 55 reattori, imponendo regole di

sicurezza “notevoli” e ritenute adeguate; la natura

sembra però essersi vendicata con un terremoto di

straordinaria ed eccezionale potenza che ha causato

un successivo impressionante ed imprevisto tsunami

con l‟acqua che ha invaso e distrutto villaggi e città ed

anche centrali elettriche e stabilimenti e con un‟onda

a Fukushima di ben oltre 3 volte i 5 metri “massimi

prevedibili”.

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2011

L‟energia nucleare dopo l„incidente di 3 Miles Island

negli Stati Uniti (che non ha avuto conseguenze) è

incappata nel 1986 nel disastro di Chernobyl, che era

un reattore sbagliato come progetto, gestito da gente

a dir poco inesperta ed incosciente che aveva tolto i

controlli al reattore, il quale non aveva nemmeno un

edificio con strutture tali da contenere le emissioni;

inoltre vi è stato un enorme ritardo nell'informare ed

intervenire sulla popolazione vicina, cosa ben diversa

da quanto pare si stia verificando in Giappone.

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2011

Fatti come Chernobyl o quello presente in Giappone hanno

un notevole impatto sull'opinione pubblica che ha indotto,

induce od indurrà i politici a strumentalizzare la situazione

per accaparrarsi “voti” o dimostrare che la propria industria

nucleare “nazionale” è sicura rispetto ad altre. In ogni caso

lo spettro del “grave incidente” (che era caduto in secondo

piano rispetto a quello dei “cimiteri” delle scorie dopo 25

anni da Chernobyl) avrà una notevole rinascita.

Le reazioni sono state e saranno differenti nelle differenti

nazioni.

Nessun impianto, sistema di trasporto, industria umana è

priva di rischi, di tragedie e morti; ma nessuno può

contestare il forte impatto sulle persone di radiazioni che

non vedi, non senti, non sai se ti hanno colpito e se e

quando avranno effetto su di te.

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2011

L'Italia che ha chiuso il nucleare sotto l'emotività di

Chernobyl si trova di fronte ad un possibile referendum

contro la ripartenza di un piano nucleare in coincidenza del

grave incidente in Giappone e senza avere effettuato una

capillare ed adeguata informazione superpartes e senza un

contradditorio sereno e civile basato su dati e fatti e sulla

situazione Italiana e non su una mera contrapposizione di

ideologie. Una scelta emotiva a breve avrebbe serie

conseguenze future per il nostro paese, sia per chi vincesse

e sia per chi perdesse.

Un periodo di ripensamento risulta inevitabile per

un‟eventuale “ripartenza” che deve considerare un

approccio adeguato, strutturato ed indispensabilmente

bipartisan e con corretto coinvolgimento della popolazione e

con un serio esame per siti e normative di sicurezza.

L‟approccio dovrà essere coerente con quello della UE.

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Praticamente tutte le nazioni hanno dichiarato l‟importanza

di una revisione degli standards esistenti.

Ad oggi non è stata dichiarata ufficialmente nessuna

modifica dei programmi per nuove centrali con l‟eccezione

di:

● Svizzera: sospensione delle procedure di licenza di

costruzione di 3 nuovi reattori;

● Italia: cancellazione della legge 2010 in attesa di un

approccio EU 27 (ma la ragione principale è stata quella di

evitare un referendum programmato in giugno).

● India: una nuova legge annunciata dal Governo, tenendo

conto dell‟opposizione locale per una centrale da 9.600 MW

a Jaitapur.

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Con riferimento ad impianti esistenti:

● negli USA, la NRC ha notificato che non ci sono ragioni

per modificare le regole di estensione della vita delle

centrali esistenti ed ha in questi giorni approvato

l‟estensione per 3 reattori.

● In Germania il Governo ha deciso la temporanea

chiusura delle 7 centrali più vecchie e la temporanea

sospensione dell‟estensione della vita delle centrali

esistenti stabilita con una legge del 2010. In Germania

un Comitato etico di 14 “Saggi” è stato prima creato dalla

Merkel per presentare un rapporto entro il 27 maggio.

La CE ha deciso di effettuare “stress tests” per le centrali

esistenti valutando possibili rischi per condizioni esterne “più

estreme”; non è però ben chiaro se saranno lasciate alle

singole nazioni.

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Per nuove future pianificate centrali è possibile in

varie nazioni avere:

• Maggior criticità nella selezione di possibili siti.

• Tempi più lunghi per i permessi

• Aumento del costo delle centrali per incremento delle

regole di sicurezza.

• Aumento dei costi delle assicurazioni per i rischi.

• Sostituzione di centrali nucleari con quelle a gas /

carbone

• Nuovi approcci per ridurre il numero di reattori per sito

• Possibili scelte di soluzioni intrinsecamente “safe and

secure” e/o di piccoli reattori

• Una situazione di “vedi ed aspetta” lo sviluppo di nuove

tecnologie.

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Qualcuno si preoccupa anche che per le

Autorità / Agenzie nucleari ci sia una effettiva

separazione tra le loro funzioni e quelle di altre

entità che hanno come scopo la produzione o

l‟utilizzo dell‟energia nucleare (e la NISA in

Giappone dipende dal Ministro per lo Sviluppo

dell‟Economia, Industria e Commercio).

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E‟ difficile prevedere l‟impatto a lungo termine sul

previsto “rinascimento nucleare” in ogni caso reazioni

emotive del breve termine potrebbero causare:

• aumento di elettricità prodotta da combustibili fossili

• aumento di insicurezza degli approvvigionamenti

• maggiori costi dell‟elettricità

• maggiori emissioni di CO2

Come caso estremo e non realistico la chiusura di

tutti i reattori esistenti che producono 2.600 TWh

significherebbe:

• un consumo addizionale di 700 MTEP/anno di

combustibili fossili

• addizionali emissioni di 2 miliardi di t CO2 / per anno.

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Il dilemma che ci si pone è tra 2 rischi da

ponderare:

● Rischio di incidente nucleare

● Rischio di “collasso” ambientale per emissioni di

CO2.

Il vero perdente dopo Fukushima se ci si lascia

sopraffare dall‟emotività non risulterebbe il

nucleare ma il consumatore finale e l‟ambiente.

Il grande vincitore sarebbe il gas ed in parte il

carbone e le rinnovabili.

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In conclusione, in aggiunta all‟efficienza

energetica, nessuna fonte deve essere idolatrata

o demonizzata a priori. Nucleare e rinnovabili

non sono in contrapposizione: il nucleare (come

gas e carbone) fornisce l‟indispensabile energia

di base programmabile mentre le rinnovabili

sono “aleatorie” (danno energia quando c‟è

vento o sole) e necessitano quindi di adeguata

“riserva” dalle altre fonti. Un mix appropriato

permetterebbe di avere l‟energia richiesta per

uno sviluppo sempre più sostenibile.

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Grazie per l’ascolto

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Annesso

Gli incentivi per il fotovoltaico e le rinnovabili

Per un investitore,oggi per 1 MW il costo (epc +

developer) è circa 3000 €/kW. Per le circa 1400 ore di

sole al sud e con un WACC del 9%. Il prezzo medio

remunerativo di vendita dell'energia risulterebbe di

260 €/MWh; togliendo i 90 €/MWh derivanti dal

prezzo medio di cessione se ne dedurrebbe un valore

di incentivo di 170 €/MWh contro i 313 che erano

previsti per il 3 conto energia a gennaio 2011 ed i 264

da agosto a dicembre. Il valore di 260 va confrontato

con i 211 in Germania... con oltre il 35% in meno di

sole rispetto al nostro sud.

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Più crudamente oggi il 3 conto energia farebbe

introitare 313 + 90 = 403 €/MWh rispetto ai 211

in Germania e con tanto sole in più. Un WACC

meno esoso ed al 6% renderebbe conveniente

sempre a 3.000 €/kW di cedere energia ad un

prezzo totale medio di circa 210 €/MWh.

Limando in tutti gli anelli della catena

(investitore, banche, fornitori di componenti,

EPC contractor, installatori, ecc) si potrà

scendere dai 3.000 ma non ci si può aspettare

miracoli.

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A proposito di impatto su utenti,considerando la

tariffa A3 (rinnovabili) non si applica praticamente ad

acciaieri & C, considerando autoconsumi in Italia di

25 TWh, la A3 graverebbe su meno di 250 TWh .

I 4 miliardi di € dovuti al FV a fine di questo anno

graveranno per 20 anni e per 16 €/MWh sulle tariffe

delle imprese e dei privati cittadini.

Oggi le imprese collegate in AT pagano circa 100

€/MWh, quelle in MT circa 130 e quelle in BT circa

170; risulta chiara l'incidenza % (16% per clienti AT e

10% per clienti BT) sui costi dell'elettricità; ed i 4

miliardi di €/anno diventeranno 6-7 per il fotovoltaico

e bisogna aggiungere l'eolico e le biomasse.

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Per noi a casa che paghiamo l'IVA ed una botta di

quasi 250 €/MWh, per i 2.700 kWh di consumo

medio, pagheremmo circa 45 €/anno per 4 miliardi di

incentivi del FV; non è realisticamente molto.

Questo non è per uccidere il fotovoltaico che in realtà

ha creato indotto e lavoro (anche se il 45% dei 3.000

€/kW va all'estero... ma anche per i turbogas del ciclo

combinato è andato nella maggior parte dei casi il

100% all'estero).

Per il FV, dopo la supercarota non era opportuno di

colpo dare il superbastone, creando problemi a breve

ai più deboli nella catena che si sono visti annullare

gli ordini ed hanno lasciato a casa persone.

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Occorre però far considerare dalla gente dati, numeri e fatti

e tra questi la chimera della grid parity (e questa anche

senza contare i sovra costi al sistema elettrico per

collegamenti utilizzati un ridotto numero di ore,per spare

capacity e per costi di bilanciamento) almeno per chi investe

per cedere alla rete l‟energia. Diverso è il discorso di chi a

casa sua o nel suo stabilimento installa il FV per sopperire

ai suoi consumi.

Alcune associazioni di categoria hanno capito il messaggio

ma risultano contestate da chi a breve guarda a

salvaguardare una bolla speculativa.

E' essenziale una seria informazione diffusa ed una vera

politica energetica in Italia e non di un perenne tatticismo

elettorale da parte di tutti i partiti per guadagnare un effimero

consenso con danni futuri per il paese.

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Contributi delle varie FER e stima incentivi da piano

Nazionale (dati da Ing. Rota)

FER GWh

Incentivi

cumulati

[G€]

% Energia% Costo

Incentivi

Eolico 20000 22,9 7,62 11,96

Solare 11350 87,8 4,32 45,84

Solare FV 9650 77,2

Solare a concentrazione 1700 10,6

Geotermia 6750 1,1 2,57 0,57

Idroeletrica 42000 15,5 16,00 8,09

Biomassa 18780 45 7,16 23,50

Solida 7900

biogas +bioliquidi 10888

Energia maree, moto ondoso e oceani 5 0,02 0,00

Totale Elettrico 98885 172,32 37,68 89,96Energia geotermica (escluso calore

geotermico a bassa temperatura nelle

applicazioni di pompe di calore) 3489 0,2 1,33 0,10

Solare 18445 9,2 7,03 4,80

Biomassa 65942 3,6 25,12 1,88

Energia rinnovabile da pompe di calore 42079 6,2 16,03 3,24

Totale Termico 129955 19,2 49,51 10,03

Trasporti 33628 n.a 12,81

Totale (elettrico+termico+trasporti) 262468 191,52 100,00 99,99

N.B.: i 77,2 miliardi di euro del FV sono già praticamente saliti

a 120-140 miliardi Euro.