Il secondo importante problema, per quanto riguarda l’energia nucleare, è a proposito degli investimenti e dei costi da essa richiesti. Partiamo dunque subito con alcuni dati: nella tabella seguente si possono analizzare i contributi indicativi al costo della produzione di energia delle principali fonti termoelettriche:
|
Nucleare |
Carbone |
Olio/Gas |
| investimento |
60* |
55 |
15 |
| esercizio |
20 |
10 |
5 |
| combustibile |
20 |
35 |
80 |
| totale % |
100 |
100 |
100 |
*incluso il costo di smantellamento attualizzato al 3%
Si può dunque vedere come, fatto 100 il totale, una fonte d’energia come l’olio combustibile dipenda in massima parte dal costo del combustibile, che è tra l’altro spesso variabile (e nell’ultimo decennio in decisa salita). Al contrario l’energia nucleare richiede un elevato investimento iniziale, ed un costo d’esercizio che è comunque superiore alle altre fonti esaminate; ma è molto meno influenzata dal costo del combustibile, relativamente basso.
Andiamo quindi a vedere quanto costa 1kWh per le maggiori fonti energetiche, includendo sia il costo reale sia la proposta Carbon Tax (per circa 15€ a tonnellata di CO2) come misura dell’impatto ambientale:
|
Costi operativi,
finanziari e
d’ammortamento
(cent. €) |
Carbon
Tax
(cent. €) |
Totale
(cent. €) |
| Carbone |
5 |
2 |
7 |
| Olio |
4,5 |
1,6 |
6,1 |
| Gas naturale |
3,5 |
0,36 |
3,9 |
| Eolico |
6 |
0,22 |
6,2 |
| Idroelettrico |
4,5 |
0,22 |
4,7 |
| Nucleare |
3,5 |
0,04 |
3,5 |
Extern Study of the European Commission, 1999, come da bollettino n°62, 1999, Foratom
Si può vedere chiaramente come l’energia atomica rappresenti la fonte meno costosa di tutte, alla pari col gas naturale; guadagnando però un lieve vantaggio nell’impatto ambientale, anche rispetto a fonti considerate “pulite”. Infatti, possiamo usare le emissioni di CO2 non già come parametro climatico (con tutte le controversie che ciò porterebbe), ma come indice dei prodotti inquinanti (principalmente derivati dalla fabbricazione e combustione del combustibile) emessi nell’atmosfera. Vi è inoltre da precisare che, tra il 1999 (anno dello studio) ed il 2009, il prezzo del barile di petrolio è passato da circa 20$ a circa 40$, toccando però nel 2007 quasi 150$: è evidente a quali rischi sia sottoposto l’attuale produzione energetica, la cui fonte primaria è sia in continua ascesa come prezzo, sia soggetta a tali sbalzi di mercato.
Il rendimento delle centrali nucleari non è elevato, nel range 30-35%. Questo perché, al contrario delle altre centrali termoelettriche, non si utilizzano cicli combinati, né rigenerazione, ed il fluido operativo (vapore d’acqua) entra in turbina ad alte pressioni e basse temperature, indicativamente meno di 70bar e 300°C; nei recipienti in pressione (vessel) il fluido primario è a 155bar e 320-330°C per i PWR (Pressurized Water Reactor), 75bar e 285-290°C per i BWR (Boiling Water Reactor). Si genera però una grande portata di vapore, per cui servono turbine appositamente progettate a 1500 giri al minuto (invece che 3000): l’energia prodotta è dunque elevata per ogni impianto, ed a basso costo, fattori che al momento non giustificano investimenti superiori per il miglioramento del ciclo termodinamico (che è un ciclo Rankine a vapore surriscaldato).
Il combustibile nucleare
A questo proposito gioverà una parentesi sul combustibile nucleare: l’uranio.
Esso si presenta in natura al 99,3% come U238, ed allo 0,7% come U235: in tali percentuali è fissile se moderato con acqua pesante (D2O), ma questa tecnologia è utilizzata solo dai reattori della famiglia CANDU (CANadian Deuterium-Uranium). La maggior parte dei reattori, a sua volta divisa in una maggioranza di reattori ad acqua in pressione (PWR) ed una minoranza di reattori ad acqua bollente (BWR), utilizza combustibile debolmente arricchito: la percentuale di U235 nel materiale è cioè portata a circa il 3-4%. 1MWe-anno è prodotto in questi reattori, ipotizzando un fattore di carico pari a 0,8, con circa 170kg di uranio debolmente arricchito. La resa energetica potenziale di 1kg di uranio è pari a circa 12milioni di volte quella di 1kg di petrolio, e 15-18milioni di volte quella di 1kg di carbone. Il processo di arricchimento avviene, principalmente, in 4 modi:
- diffusione gassosa: in tale maniera l’uranio è sotto forma di UF6 (esafluoruro di uranio), e ne viene separata la parte con l’isotopo U235; tale processo è piuttosto costoso, dato che consuma ben il 4% dell’energia prodotta dall’uranio così selezionato, ed inoltre il materiale scartato non poteva essere riprocessato; è utilizzato dagli USA, dalla Cina e dalla Francia, ma se ne progetta la futura dismissione a vantaggio delle centrifughe;
- ultra-centrifugazione: la separazione avviene sempre sulla forma gassosa, ma è nettamente più economico del metodo precedente, costando solo lo 0,4% dell’energia poi prodotta, e permettendo il riprocessamento della parte scartata; è usato da Cina, Germania, Giappone, Olanda, Pakistan, Russia e Regno Unito, e recentemente pure dall’Iran;
- separazione con ugello e separazione con laser: la prima è semplice ma costosa, ed è perciò stata industrialmente abbandonata; la seconda consentirebbe la separazione dell’intera parte di U235, ma anch’essa è stata pressoché abbandonata a causa degli elevati costi.
Il combustibile è quindi reso disponibile generalmente sotto forma di UO2 in pastiglie sinterizzate (pellets). Il costo del ciclo del combustibile era, al 1994, pari a circa 0,00685$ per kWh prodotto. Questo ipotizzando: un fattore di carico pari a 0,7 (oggi è 0,8, nelle centrali di generazione III+ dovrebbe essere 0,9); perdite di lavorazione, come conversione e riconversione 0,5%, come fabbricazione e trattamento 1%; stoccaggio definitivo del combustibile esaurito, senza ritrattamento. L’arricchimento mediante Pu239 (fissile al pari dell’U235) è usato raramente, dato che la sua fonte principale sono le armi nucleari smantellate.
Le risorse di Uranio
Le risorse di uranio sono, come per ogni altro materiale presente sulla Terra, giocoforza finite. Tuttavia, l’allarme sempre presente sulla durata dei giacimenti è largamente esagerato: infatti, causa il relativamente basso costo del materiale, non vi è convenienza economica né a ricercare nuovi giacimenti né a sfruttare intensivamente gli esistenti, al fine di non deprimere il mercato dell’uranio ingenerando un’offerta nettamente superiore alla richiesta.
La stima dell’OECD-NEA (Organization for Economic Cooperation and Development – Nuclear Energy Agency) e dall’IAEA (International Atomic Energety Agency) era la seguente nel 2007:
- risorse identificate a <80$/kgU: 4.456.000 tonnellate;
- risorse identificate a <130$/kgU: 5.469.000 tonnellate;
- risorse ignote pronosticate e speculative a <130$/kgU: 10.500.000 tonnellate.
L’uranio è dunque più abbondante di antimonio, berillio, oro, mercurio, argento e tungsteno; ed è circa abbondante come stagno, arsenico e molibdeno.
Se avessimo 500 reattori da 1GWe ciascuno, con un fattore di carico di 0,8 produrremmo 800MWe-anno per ognuno, pari a (ved. Sez. Il combustibile nucleare) circa 68mila tonnellate annue di consumo. Attualmente nel mondo ci sono quasi 440 reattori, con una potenza installata di circa 370GWe, quasi tutti di II generazione e quindi da sostituire nei prossimi decenni.
Smaltimento dei rifiuti
Il problema delle scorie ha la sua importanza anche economica. Esso infatti si presenta relativamente costoso per quanto riguarda la parte della sicurezza, data l’elevatissima tossicità di alcuni prodotti della fissione; però è anche relativamente economico, dato che il volume delle scorie altamente pericolose è molto limitato. Infatti, circa il 90% del combustibile esaurito contiene appena l’1% della radioattività; il 7%, a medio rischio, prende il 4% della radioattività residua; e solo il 3% delle scorie produce il 95% della radioattività. Infatti, dopo circa 20 anni la radioattività totale del combustibile uscito dal reattore è scesa ad 1/10 del suo valore iniziale; quella dei rifiuti altamente radioattivi passa da 106-107 GBq a 102 Gbq in 106 anni.
Dai dati emessi da Nuclear and Renewable Energies (Roma, Accademia dei Lincei, 2000) e da Radioactive Waste Management in the European Union (Bruxelles, Commissione Europea, 1998) il volume dei rifiuti prodotti nell’Unione Europea ogni anno è il seguente:
- rifiuti industriali: circa 1miliardo m3;
- rifiuti industriali tossici: circa 10milioni m3;
- rifiuti radioattivi: 50mila m3;
- rifiuti radioattivi ad elevata attività: 500m3.
Diviene dunque evidente la scarsissima quantità di rifiuti radioattivi pericolosi rispetto al totale dei rifiuti prodotti annualmente dall’industria. Lo stoccaggio può avvenire:
- a ciclo chiuso: che include il ritrattamento del combustibile esaurito, cioè la separazione fra ciò che può essere ancora utile, come ad esempio Pu239 e U235, ma anche U238 che conosciuto come “uranio impoverito” ha bassissima radioattività ed eccellenti proprietà meccaniche come metallo, ed inoltre diversi isotopi utilizzabili in campo radiologico; e ciò che verrà stoccato in maniera indefinita; questo è utilizzato da Francia, Cina, India, Giappone, Russia, Regno Unito;
- a ciclo aperto: che prevede il semplice stoccaggio, come in Svezia, Finlandia, Canada.
Negli USA finora si è preferito non ritrattare il combustibile esaurito, ma ora si sta seriamente valutando di passare ad un ciclo chiuso. Molti Paesi, come l’Italia, non hanno invece ancora deciso che strada seguire. La soluzione svedese di stoccaggio è molto interessante e detta a “barriere multiple”: il prodotto radioattivo viene incamiciato doppiamente in ferro e rame, quindi incamiciato ancora nella bentonite, ed incluso in un sarcofago di roccia cristallina, per poi essere sepolto ad almeno 500m di profondità in appositi depositi sotterranei.
I costi di smantellamento, incluso il combustibile esaurito, sono accantonati anno per anno dai ricavi della centrale, e dunque non rappresentano un reale costo finanziario per la comunità.
Fattore di carico
Il fattore di carico di una centrale nucleare, più volte citato nei precedenti capitoli, indica quanta parte di tempo, in un anno, tale centrale è realmente produttiva. Ogni impianto, infatti, necessita di pause tecniche dovute ad ispezioni, manutenzione, eventuali sostituzioni, ed al ricambio del combustibile: anche se alcune di queste attività possono essere svolte mentre il reattore è in funzione, le maggiori e le più delicate (compreso ovviamente il ricambio del combustibile) devono essere effettuate a reattore spento e raffreddato.
Nelle centrali attualmente in funzione, di generazione II, il fattore di carico è di solito pari a 0,8: cioè ogni centrale funziona per l’80% delle ore annuali. Nelle nuove centrali di generazione III+, grazie agli accorgimenti adottati in sede di progetto (accessibilità, funzionalità, componenti di maggiore affidabilità e durata ecc.), è previsto l’aumento di tale fattore a 0,9: il che ovviamente significherebbe un sensibile miglioramento sia dal punto di vista economico che energetico del funzionamento delle centrali.
Economia di scala nel nucleare
Il campo nucleare ha finora visto l’economia di scala come una condizione imprescindibile per la realizzazione delle centrali. L’elevatissimo investimento inizialmente richiesto per la costruzione, con un bilancio di cassa in perdita netta fino all’entrata in funzione, ha infatti stimolato la corsa alle grandi potenze: il costo unitario di un singolo grande reattore è minore del costo complessivo di diversi piccoli reattori, che devono duplicare ogni sistema (reattore, sicurezza, circuito del vapore, turbina ecc.) e che hanno un tempo di costruzione pari a quello di un reattore di elevata potenza.
Qualche utile cifra può venire dagli studi del Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano: per una centrale “classica”, ponendo a 0 il tempo in cui viene iniziata la sua costruzione, il costo di edificazione ed attivazione è di quasi 3miliardi € in 5 anni, cioè la perdita netta al 5° anno (fino al completamento non viene prodotta energia); quindi, il flusso di cassa viene invertito al momento dell’entrata in servizio, con un guadagno che passa nel corso degli anni (incrementando) da 150-200milioni € annui ad oltre 200milioni € annui (includendo anche le spese per coprire il costo di costruzione e quello futuro di smantellamento); il pareggio di cassa avviene prima del 15° anno e successivamente vi è solo guadagno che, come abbiamo visto, aumenta progressivamente grazie alla fine dei pagamenti dei prestiti per la costruzione della centrale.
Si è dunque passati in breve tempo dai 150-250MWe delle prime centrali di II generazione (anni ‘60 del XX secolo) a 800-1000MWe per reattore delle ultime centrali di quella stessa generazione (anni ‘80). Inoltre, si è preferito concentrare diversi reattori per impianto, in modo da diminuire ulteriormente i costi legati al sito ed alle strutture ausiliarie. Tali potenze sono state di recente superate dai reattori di generazione III+: come quello americano AP1000 da 1154MWe, e quello francese EPR da circa 1600MWe. La vita operativa delle centrali è stata inoltre portata, per queste ultime, a 60 anni già in progetto (contro i precedenti 20-40 anni, spesso estesi grazie a sostituzione e manutenzione di alcuni componenti).
Interessante a tale proposito il caso del primo reattore: negli anni ‘90 la Westinghouse puntò su di un reattore innovativo da 600MWe, l’AP600; esso si dimostrò valido sotto ogni aspetto, tranne quello economico, dove fu giudicato non sufficientemente vantaggioso; il progetto venne dunque ampliato ed aggiornato per dare vita all’AP1000. Tale impianto dovrebbe inoltre garantire un notevole risparmio rispetto ad altri reattori di pari taglia: infatti, basandosi su tecnologie di sicurezza passive e su di una notevole semplificazione (e quindi efficienza) di progetto, esso richiede il 50% in meno di valvole “safety-grade”, il 35% in meno di pompe, l’80% in meno di tubazioni “safety-grade”, il 45% in meno di volume di edifici anti-sismici, il 70% in meno di cavi (fonte: Westinghouse).
Questo investimento a lungo termine ha però mostrato anche i suoi limiti finanziari: se infatti il guadagno è, da un certo anno in poi, assicurato anche al netto di tutte le spese sostenute e da sostenere, esso è considerato perennemente a rischio per fattori sociali ed ambientali, da cui potrebbero derivare decisioni politiche sfavorevoli (come già successo). Inoltre, fattore non secondario, ogni nuova centrale nucleare richiede una leva finanziaria molto corposa, che attualmente solo gli stati possono garantire.
E’ anche su queste basi che è nato il progetto IRIS, che dovrebbe portare ad un impianto nucleare commerciale dopo il 2015. In esso i principi dell’economia di scala vengono abbandonati in favore della compattezza e della semplicità del progetto, oltre che dalla sua sicurezza molto elevata, che permetterebbero di produrre un reattore competitivo già con la “piccola” taglia di 350MWe.
La reale competitività del progetto non si basa però sul singolo reattore: ma sul fatto di costruire un impianto da 4-5 unità. Ognuna richiederebbe un tempo di costruzione di appena 3 anni, e verrebbe iniziata al completamento della precedente: in questo modo, la cassa della centrale comincerebbe a rientrare delle perdite già al 3° anno; le perdite stesse sarebbero spalmate su di un tempo più lungo, invece che concentrate nei primi 5 anni; ed il guadagno netto totale inizierebbe prima. Tale reattore permetterebbe inoltre di ridurre la zona di sicurezza (evacuazione totale in caso di grave incidente) a solo 1km di raggio (l’attuale normativa americana prevede 10miglia, quella francese 5km).
Nell’immagine seguente possiamo vedere un confronto fra un reattore “classico” ed una serie di 4 reattori IRIS:

Il problema del “first-of-a-kind” e la modularità dei reattori
Terminiamo con un problema che può essere causa di perdite finanziarie e di tempo nella costruzione di una centrale: il cosiddetto first-of-a-kind.
Nei decenni passati, spesso ogni impianto nucleare faceva storia a sé: pur su di una base comune, a seconda del modello di reattore adottato, ogni centrale era progettata ad-hoc. Questo implicava spesso che, a fronte di piccole differenze nelle normative nazionali o nelle richieste dei committenti, vi fossero ogni volta lievi variazioni all’impianto rispetto al progetto originario, che per essere adeguatamente implementate richiedevano tempo e denaro in misura superiore a quanto inizialmente prospettato.
I reattori di generazione III+, come AP1000, EPR ed IRIS, sono invece progettati per una costruzione modulare: sia i componenti dell’impianto, che il layout dell’impianto stesso, sono previsti uguali per tutte le centrali in costruzione nel mondo, salvo miglioramenti che possono sempre essere apportati. Questo riduce i tempi e la spesa di costruzione dei reattori successivi, grazie all’esperienza acquisita.
Abbiamo scritto “reattori successivi”: rimane il problema annunciato del first-of-a-kind, cioè del primo impianto di quel tipo in costruzione. Esso è un problema comune a tutti i campi tecnici ed industriali: il passaggio dal progetto su carta alla sua realizzazione fisica, dove possono venire fuori tutte le cose trascurate o semplicemente non perfettamente previste nella fase progettuale. Esse sono in genere di piccola entità, e comunque non relative alla parte più delicata della centrale (il nocciolo con il suo contenitore in pressione o vessel), ma richiedono pur sempre modifiche, riprogettazioni e verifiche in corso d’opera: cose che, come abbiamo già detto riguardo al problema della sicurezza, non possono essere affrontate con fretta e sufficienza. E’ dunque pressoché sicuro che la prima centrale di un nuovo tipo di reattore risenta di questi problemi, con conseguente aumento del tempo e dei costi di costruzione: evento che però non si ripeterà successivamente.
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