Energia nucleare e fonti rinnovabili
DISPONIBILITÀ, IMPATTO AMBIENTALE,
SICUREZZA, ECONOMIA, PROSPETTIVE
Prof. Ing. Ugo Spezia
Segretario Generale AIN
Le fonti energetiche primarie



Fonti energetiche fossili
 petrolio
 carbone
 gas naturale
Fonti energetiche nucleari
 uranio
 plutonio
 torio
Fonti energetiche rinnovabili
 Fonti rinnovabili classiche:
 energia idraulica
 energia geotermica
 Nuove fonti rinnovabili:
 energia eolica (vento)
 energia solare (termica, fotovoltaica)
 combustibile derivato dai rifiuti (CDR)
 biomassa (legna da ardere)
 biocombustibili (bioetanolo, biogas)
Il “caso idrogeno” (1)



L’idrogeno esiste in natura allo stato gassoso in piccola percentuale
nella composizione dell’aria, e quindi deve essere prodotto
artificialmente
 per via termica dal metano
(H2O + CH4  2H2 + CO2)
 per via elettrolitica dall’acqua
(2H2O  2H2 + O2)
 per via radiolitica dall’acqua
(2H2O + γ  2H2 + O2)
In tutti i casi è necessario un apporto di energia esterno, e nei primi
due casi il bilancio economico-energetico complessivo è negativo.
L’idrogeno, quindi, non è una fonte di energia, ma un vettore
energetico, conveniente per altri motivi (impatto ambientale nullo) solo
se si riesce a produrlo a basso costo.
Il “caso idrogeno” (2)

Elettricità necessaria per produrre l’idrogeno:
Costo medio di produzione del kWh in Italia:
Costo dell’idrogeno elettrolitico:
Energia prodotta bruciando idrogeno:
Costo dell’energia prodotta bruciando idrogeno:

Conclusioni:







5 kWh/m3
112 Lire/ kWh
560 Lire/m3
2.576 kcal/m3
0,217 Lire/kcal
L’idrogeno costerebbe il 30% più del metano a fronte di un potere
calorifico pari a un terzo di quello del metano.
L’energia necessaria per produrre idrogeno per via elettrolitica è
1,5 volte quella che si può poi ottenere dalla sua combustione.
L’unico vantaggio è l’impatto ambientale nullo in fase di
combustione
L’impiego delle fonti energetiche

Le fonti energetiche primarie non sono automaticamente sostituibili
tra loro, in quanto hanno caratteristiche intrinseche diverse che
riguardano:







il tipo di energia producibile (termica, meccanica, elettrica)
la potenza specifica (energia per unità di massa, volume,
superficie occupata dagli impianti, ecc.)
la scala degli impianti (economia di scala)
la disponibilità (costante, periodica, casuale)
i costi di approvvigionamento
i costi di trasformazione (impianto e manutenzione)
l’impatto ambientale e i rischi associati
Gli usi prevalenti dell’energia



Il fabbisogno prevalente di fonti energetiche riguarda:
 la produzione diretta di mobilità (trasporti)
 la produzione diretta di calore
 la produzione di elettricità
Mentre i primi due sono usi finali, il terzo è un uso intermedio, e
consiste nella trasformazione delle fonti primarie in una forma di
energia particolarmente idonea all’uso differenziato e alla
distribuzione su larga scala.
Nei paesi industriali avanzati
 il 33% dell’energia primaria è utilizzato per produrre mobilità
 il 33% dell’energia primaria è utilizzato per produrre calore
 il 33% dell’energia primaria è utilizzato per produrre elettricità
Fonti “alternative” e “integrative”



Le fonti energetiche primarie sono dunque considerate
 “alternative”
 o “integrative”
sulla base della loro attitudine a produrre
 mobilità
 calore
 elettricità
a condizioni confrontabili di
 versatilità
 disponibilità
 costo
Le politiche di incentivazione
delle fonti rinnovabili
DAL PRIMO PEN AI “TETTI FOTOVOLTAICI”
Le politiche di incentivazione
Gli strumenti normativi








Pianificazione energetica
 PNRE 1975 (Piano Nazionale per la Ricerca Energetica)
 PEN 1981 (Piano Energetico Nazionale)
 PEN 1985
 PEN 1988
Provvedimento CIP 6/92
Provvedimento CIPE 137/98
Decreto Legislativo 79/99
Decreto Ministeriale 11.11.1999 (“Decreto 2%”)
Decreto Ministeriale 22.12.2000
Decreto Ministeriale 29.03.2001 (“Decreto tetti fotovoltaici”)
Dal 2002 in poi: vedere le deliberazioni dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas
Le politiche di incentivazione
PEN 1981

Strategia globale:
 risparmio energetico
 diversificazione delle fonti energetiche (carbone, nucleare e fonti
rinnovabili) e delle aree di approvvigionamento.

Fabbisogno nazionale previsto nell'85: 165 Mtep

Contributo delle FER: 0,2% nell’85 e 1,1% nel '90.


Per la costruzione di nuovi impianti idraulici e geotermoelettrici si
stanziano complessivamente 6.100 miliardi (più 60 previsti dal PNRE).
Per lo sviluppo delle nuove fonti rinnovabili si stanziano
complessivamente 1.400 miliardi (più 265 previsti dal PNRE)
Le politiche di incentivazione
Aggiornamento PEN 1983






Fabbisogno stimato per l'85: 145 Mtep (PEN '81 165 Mtep)
Mix di copertura della domanda
 elettricità idro-geo: 6,9% (PEN '81 6,4%).
Fabbisogno stimato per il 1990: 152 - 164 Mtep
Mix di copertura della domanda:
 elettricità idro-geo 7%
 nuove fonti rinnovabili allo 0,1%.
Fabbisogno stimato per il 1995: 163 -177 Mtep
Mix di copertura della domanda:
 elettricità idro-geo 7,3%
 nuove fonti rinnovabili 0,7%.
Le politiche di incentivazione
Aggiornamento PEN 1988


Nuovi obiettivi delle FER per l’anno 2000
 600 kW di potenza eolica installata
Provvedimenti attuativi del PEN '88 sono le leggi n. 9/91 e 10/91:


La legge n. 9/91 affida al CIP il compito di
 definire i prezzi relativi alla cessione all'ENEL dell'energia
elettrica prodotta da FER in base al criterio dei costi evitati;
 definire le condizioni di assimilabilità delle fonti energetiche a
quelle rinnovabili.
La legge n. 9/91 dà origine al provvedimento CIP 6/92 che quantifica
i prezzi di cessione e dei contributi (saranno poi aggiornati
dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas).
Le politiche di incentivazione
Provvedimento CIP 6/92




Fissa i prezzi di cessione che l’ENEL deve corrispondere ai produttori
di energia elettrica “da FER e assimilate”.
I prezzi sono determinati sulla base del “costo evitato di produzione
all’ENEL”:
 costo evitato di impianto, comprensivo degli interessi passivi;
 costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali;
 costo evitato di combustibile.
Si aggiunge una quarta componente di prezzo finalizzata al recupero
accelerato del capitale investito.
I contributi sono tali da rendere competitive la maggior parte delle
FER, anche perché l'economia degli impianti è già assicurata dalle
finalità originarie (autoproduzione).
Le politiche di incentivazione
Effetti del provvedimento CIP 6/92


Il provvedimento CIP 6/92 determina evidenti effetti:
 mutamento dei rapporti fra le diverse componenti del sistema
elettrico nazionale (produttori privati, Enel, municipalizzate).
 sensibile crescita della potenza elettrica installata
 sostenuta non dal mercato, ma dalle incentivazioni
 il costo è posto a carico della collettività.
I costi annui derivanti dall’applicazione del provvedimento possono
essere stimati come segue (2001):
 7.600 miliardi di lire a favore dei produttori privati
 1.300 miliardi di lire a favore dell’Enel
 200 miliardi di lire a favore delle municipalizzate
Le politiche di incentivazione
Provvedimento CIPE 137/98



Individua le linee guida e le azioni da intraprendere per il rispetto del
Protocollo di Kyoto.
La produzione di elettricità da FER deve contribuire a ridurre le
emissioni di CO2.
Gli obiettivi specifici e le strategie di percorso sono definite nel “Libro
Bianco sulle energie rinnovabili” approvato dal CIPE nell’agosto 1999.
Le politiche di incentivazione
Decreto Legislativo 79/99

Il Decreto Bersani, che attua la direttiva europea 96/92/CE sul
mercato interno sull’energia elettrica,



introduce l’obbligo, a carico dei grandi produttori e importatori di
elettricità, di produrre o acquisire una prefissata quota di energia
elettrica da impianti a fonti rinnovabili o assimilate;
reca disposizioni, quali la precedenza nel dispacciamento, volte a
favorire la diffusione delle FER.
L’obbligo di produzione di quote di energia da fonti rinnovabili è un
meccanismo di incentivazione indiretta. Si crea di fatto un mercato
protetto per le fonti rinnovabili allo scopo di contribuire all’evoluzione
delle tecnologie e alla riduzione dei costi industriali.
Le politiche di incentivazione
DM 11 novembre 1999 (“Decreto 2%”)



Decreto attuativo del Decreto Bersani, obbliga tutti i produttori e gli
importatori di elettricità a immettere in rete, a decorre dal 2002, un
quantitativo di elettricità da FER pari al 2% dell’energia prodotta (o
importata) nell’anno precedente da fonti convenzionali (la
cogenerazione non rientra in tale obbligo).
Il meccanismo di remunerazione degli investimenti si concretizza nel
libero commercio di appositi certificati verdi emessi dal GRTN.
Gli impianti che hanno diritto alla certificazione verde sono solo quelli
da FER (sole, vento, risorse idriche e geotermiche, maree, moto
ondoso, rifiuti organici e inorganici e biomasse) entrati in esercizio o
modificati in data successiva al 1° aprile 1999.
Le politiche di incentivazione
DM Ambiente 22 dicembre 2000



“Finanziamenti ai comuni e alle aziende del gas per l'installazione di
sistemi per la produzione di calore a bassa temperatura”.
Il programma è rivolto ai comuni e alle aziende distributrici del gas di
proprietà comunale che, in relazione all'art. 16, del decreto legislativo
23 maggio 2000, n. 164, devono raggiungere obiettivi quantitativi
nazionali di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili.
Il costo del programma 2000-2002 per il Ministero dell'ambiente è
determinato in lire 12 miliardi più 2,5 miliardi di lire come quota di
cofinanziamento del Ministero dell'ambiente all'ENEA, per garantire
un'azione di supporto tecnico ai programmi governativi di
incentivazione del solare termico.
Le politiche di incentivazione
DM Ambiente 29 marzo 2001




Programma "Tetti fotovoltaici", finalizzato alla realizzazione nel
periodo 2000-2002 di impianti fotovoltaici di potenza da 1 a 50 kW
collegati alla rete elettrica e integrati/installati nelle strutture edilizie.
Il programma è organizzato in due sottoprogrammi:
 uno rivolto ai soggetti pubblici
 l'altro indirizzato ai soggetti pubblici e privati.
Per entrambe le categorie di soggetti: contributo pubblico in conto
capitale fino al 75% del costo di impianto.
Il costo complessivo è determinato in lire 60 miliardi più 2,5 miliardi
destinato a coprire il costo di alcune attività spettanti all’ENEA.
Le politiche di incentivazione
Le erogazioni nel periodo 1981 - 2002




PEN ’81:
 6.100 miliardi (più 60 previsti dal PNRE).
 1.400 miliardi (più 265 previsti dal PNRE).
CIP 6/92 (in 10 anni):
 76.000 miliardi di lire a favore dei produttori privati
 13.000 miliardi di lire a favore dell’Enel
 2.000 miliardi di lire a favore delle municipalizzate
DM 22 dicembre 2000:
 12 miliardi di lire a favore dei comuni e delle municipalizzate
 2,5 miliardi di lire a favore dell’ENEA
DM 29 marzo 2002
 60 miliardi di lire in favore di Enti locali e soggetti privati
 2,5 miliardi a favore dell’ENEA.
Le politiche di incentivazione
L’impegno finanziario 1975 - 2002

Impegno finanziario dello Stato per incentivare le fonti
energetiche rinnovabili nel periodo 1975 - 2002:



98.902 miliardi di lire
La somma è spesata sulla fiscalità generale e sulle tariffe
elettriche.
Sono esclusi i costi sostenuti attraverso l’ENEA per i programmi
di ricerca e sviluppo.
Gli strani effetti
delle politiche di incentivazione
LA CRISI DEL SISTEMA ENERGETICO
Il fabbisogno energetico nazionale
Il decennio1990 - 2000
PREVISIONE
DEI VERDI
ALLA CNE 1987
145
Il fabbisogno energetico nazionale
I dati 1990 - 2001
Il fabbisogno energetico nazionale
I dati 2002



Fabbisogno nazionale di energia:
 Fonti di produzione nazionale:
 Fonti di importazione:
 petrolio
 gas naturale
 energia elettrica
 fonti rinnovabili
 carbone
186
18
82
49
31
7
7
6
Mtep
%
%
%
%
%
%
%
Fattori di rischio:
 rigidità (monocultura petrolio e gas naturale)
 dipendenza strategica (da aree instabili)
 esborso estero
Fattura energetica annua:
30
Miliardi di Euro
Il fabbisogno elettrico nazionale
I dati 2002





Fabbisogno nazionale di elettricità:
Produzione da fonti nazionali:
Produzione da fonti di importazione:
Mix produttivo:
 olio combustibile
 gas naturale
 idroelettrico e geotermico
 carbone e altri combustibili
 importazioni nette di elettricità
300
16
84
34
26
17
8
15
G kWh
%
%
%
%
%
%
%
Costo medio di produzione del kWh = 112 Lire:
 1,6 volte quello medio europeo
(35% nucleare)
 2 volte quello francese
(75% nucleare)
 3 volte quello svedese
(50% nucleare, 50% idroel.)
Il ruolo delle fonti rinnovabili



Energia elettrica prodotta da
fonti rinnovabili in Italia nel
2002: 17,25 Mtep.
Il contributo più significativo
(96,8%) proviene dalle fonti
rinnovabili di tipo classico
(idraulico, geotermico, legna
da ardere).
Il contributo delle nuove FER
equivale allo 0,09% del
fabbisogno elettrico nazionale.
Fonte
Idroelettrica
Legna e assimilati
Geotermica
CDR
Biocombustibili
Eolica
Solare
Totale
Mtep
9.067
6.487
1.140
267
222
51
13
17.247
Il ruolo delle fonti rinnovabili


Copertura del fabbisogno energetico complessivo dell’Italia:
 le FER contribuiscono per il 7,2%
 il contributo è dovuto in massima parte alle fonti rinnovabili
classiche (idroelettrico e geotermico, legna da ardere);
 le nuove fonti rinnovabili (solare termico, fotovoltaico, eolico,
biocombustibili e CDR) hanno un ruolo marginale.
Copertura del fabbisogno nazionale di energia elettrica:
 le fonti rinnovabili hanno fornito complessivamente il 17,6%
 il contributo è ascrivibile quasi interamente alle fonti rinnovabili
classiche (15,7% dall'idroelettrico, 1,9% dal geotermoelettrico);
 le nuove FER (eolico, solare termico, fotovoltaico, biomasse,
biocombustibili, CDR) contribuiscono complessivamente per lo
0,09%.
Le prospettive
delle nuove fonti rinnovabili
UN CONTRIBUTO SOSTANZIALE?
Il contributo massimo ottenibile


Una stima del contributo
massimo ottenibile dalle fonti
rinnovabili nella realtà nazionale
è contenuta nel documento
TERES II del programma
ALTENER della DGE della
Commissione Europea (1996).
Nelle condizioni di scenario più
favorevole (best practice policies)
il contributo teorico massimo da
nuove FER raggiungibile in Italia
nel 2020 è di 20,5 Mtep.
Fonte
Idroelettrica
Legna e assimilati
Geotermica
CDR
Biocombustibili
Eolica
Solare
Totale
Mtep
15.558
9.598
5.883
8.304
6.198
2.878
3.126
51.544
La rilevanza sul fabbisogno energetico



Il contributo di 20,5 Mtep previsto nelle condizioni di scenario più
favorevole (massimo teorico ottenibile) rappresenterebbe meno del
5% del fabbisogno energetico nazionale previsto per il 2020
(previsioni di minima della crescita dei consumi).
Il contributo massimo teoricamente ottenibile dalle nuove fonti
rinnovabili al 2020 non sarebbe comunque tale da alleviare
significativamente i problemi di dipendenza energetica del Paese.
Il ruolo delle nuove fonti rinnovabili appare dunque destinato a
rimanere marginale anche in una prospettiva di medio-lungo termine.
La rilevanza sul fabbisogno elettrico


“Fra le nuove fonti rinnovabili, fotovoltaico ed eolico
continuano ad avere prospettive di rilievo nel settore elettrico”.
E’ vero?



In Italia sono pendenti (01.01.2003) richieste di autorizzazione
alla costruzione di 110 centrali elettriche in 62 località diverse.
La potenza complessiva degli impianti è di 48.311 MWe.
Gli impianti sono alimentati come segue:



70% a gas naturale
25% a olio combustibile
5% a carbone
Il confronto competitivo
ANALISI COMPARATIVA
Le ragioni del “flop”

La perdurante marginalità delle nuove fonti rinnovabili ha le
seguenti cause principali:



La non competitività economica derivante dagli elevati costi
degli impianti e daI problemi di gestione e manutenzione.
Dato il carattere discontinuo delle fonti rinnovabili, nelle
applicazioni civili (riscaldamento, produzione di acqua calda
sanitaria, elettrogenerazione per uso proprio) e in molti impianti
industriali è necessaria la presenza di impianti sostitutivi di tipo
classico per la copertura dei fabbisogni nei periodi di
indisponibilità.
…L’impatto ambientale (!)
Impegno del suolo e costi di impianto

Per realizzare un impianto elettrico da 1000 MWe è necessario
affrontare i seguenti costi:
Tipo di impianto
Nucleare
Carbone
Olio combustibile
Gas (ciclo comb.)
Fotovoltaico
Eolico
Area occupata
(ha)
Costo impianto
($/kWe)
15
30
20
12
1.400
1.770
1.500
1.200
200
12.500
7.200
2.400
Manutenzione e disponibilità

Il funzionamento dell’impianto comporta i seguenti oneri per
manutenzione e le seguenti disponibilità:
Tipo di impianto
Manutenzione
(mills $ / kWh)
Disponibilità
(%)
Nucleare
Carbone
Olio combustibile
Gas (ciclo comb.)
7
6
5
5
85
90
90
90
Fotovoltaico
Eolico
10
10
15
30
Costo del kWh prodotto

Come risultato dei parametri precedentemente illustrati, il costo del
kWh prodotto nei diversi impianti è il seguente:
Tipo di impianto
Costo
(Lire / kWh)
Nucleare
Carbone
Olio combustibile
Gas (ciclo combinato)
40
80
130
140
Fotovoltaico
Eolico
1000
200
Le conseguenze
degli errori del passato
ALCUNE RIFLESSIONI
La situazione







Dipendenza dalle importazioni (82% del fabbisogno, 30 miliardi di
euro/anno)
Sbilanciamento del mix energetico (quota idrocarburi 65%)
Sbilanciamento del mix elettrico:
 dipendenza dall’estero 84%, dagli idrocarburi 80%.
 esborso annuo: 10 miliardi di euro (1/3 della fattura energetica)
 costo medio del kWh: 60% in più rispetto alla media europea.
Per ridurre i costi di produzione importa energia nucleare dall’estero
(fra il 14 e il 18% nell’ultimo decennio).
Rigidità degli approvvigionamenti
Impatto ambientale (“tutto carbonio”, transito di prodotti petroliferi,
obiettivi del Protocollo di Kyoto irraggiungibili)
Depressione della ricerca in campo energetico
Il disimpegno della ricerca
Il blackout del 28.09.2003

I motivi:
Prelievo costante di 6.400 MW di potenza elettrica dalla rete estera
per ridurre il costo medio del kWh.
 Di notte il prelievo sulla rete estera corrisponde al 25% del
fabbisogno elettrico nazionale.
 “Riserva calda” non disponibile.
 L’interruzione notturna della potenza prelevata dall’estero comporta
il sovraccarico della rete nazionale e il distacco di tutti gli impianti di
produzione.
 La capacità di trasporto degli elettrodotti che ci collegano alla rete
europea è saturata ormai da molti anni.
 La realizzazione di nuovi elettrodotti è ostacolata dalle
amministrazioni locali per il terrore dell’“elettrosmog”.

Il blackout del 28.09.2003

I rimedi:
posizione degli ambientalisti: “Non si devono fare nuove
megacentrali e non servono nuovi elettrodotti: la soluzione è nella
generazione diffusa basata sulle nuove fonti rinnovabili”.
 posizione del governo: “È necessario costruire nuove centrali per
rendere il sistema elettrico nazionale autosufficiente”.
 la nostra posizione:

l’autosufficienza con petrolio e gas eleva ulteriormente il costo
medio del kWh e pone fuori mercato il sistema produttivo.
 nel breve termine: incrementare l’importazione di energia
elettrica dai paesi nucleari (costruire nuovi elettrodotti).
 nel medio-lungo termine: costruire nuovi impianti nucleari.

L’energia nucleare
SITUAZIONE E PROSPETTIVE
Il dopo-Chernobyl


“Il disastro di Chernobyl ha prodotto un ripensamento generale
sull’energia nucleare, che a livello mondiale è ormai in via di
abbandono …”
Non è vero:



Potenza nucleare in funzione nel mondo al 31.12.1985:
249.688 MWe
Potenza nucleare in funzione nel mondo al 31.12.2002:
358.661 MWe
Crescita della potenza nucleare fra il 1985 e il 2002:
44 %
L’energia nucleare nel mondo

La situazione mondiale dell’energia nucleare al 01.01.2003:







Reattori in esercizio:
Potenza complessiva:
Produzione complessiva:
Nuovi reattori collegati alla rete nel 2002:
Potenza complessiva dei nuovi reattori:
Nuovi reattori ordinati nel 2002:
Reattori in costruzione nel mondo:
441
358.661
2.574
6
5.013
7
32
MWe
GkWh
MWe
Il ruolo del nucleare




“Il nucleare ha un ruolo marginale, poiché da esso proviene solo
il 7% dell’energia prodotta nel mondo…”
Il nucleare non serve a produrre energia, ma energia elettrica. Il suo
contributo va quindi confrontato con la produzione di energia elettrica.
L’energia nucleare contribuisce alla produzione elettrica (dati ONUIAEA 2002):
 per il 35 % in Europa
 per il 25 % nei paesi dell’OCSE
 per il 17 % a livello mondiale
Oggi l’energia nucleare è la prima fonte di produzione elettrica in
Europa (davanti al carbone).
Il nucleare è in via di abbandono?



“Il nucleare è in via di abbandono nei paesi occidentali, dove non
si costruiscono più reattori; resiste solo in Asia…”
I paesi che già impiegano estesamente l’energia nucleare non
costruiscono nuove centrali perché non ne hanno bisogno, in quanto:
 hanno raggiunto un mix produttivo equilibrato;
 il nucleare serve per la copertura del carico di base;
 sono raddoppiati i fattori di disponibilità degli impianti;
 la vita di una centrale nucleare è estensibile fino a 60 anni.
Ben diversa è la situazione nei paesi che sono lontani dall’aver
raggiunto un mix energetico ottimale, come il Giappone, la Corea, la
Russia, la Cina e la Finlandia (che ha deciso di realizzare il suo
quinto impianto nucleare).
La Svezia e il nucleare

“La Svezia ha deciso di uscire dal nucleare…”




La Svezia, in seguito a un referendum tenutosi nell’80, dopo
l’incidente di Three Mile Island, avrebbe dovuto uscire dal
nucleare a partire dal ’92.
La fermata del primo reattore (centrale di Barsebäck) è avvenuta
solo all’inizio del 2000
Successivamente il governo ha deciso di rinviare sine die la
fermata del secondo reattore “per la mancanza di alternative
valide sul piano economico e ambientale”.
La Svezia ha tuttora undici reattori nucleari che funzionano a
pieno regime coprendo il 46% del fabbisogno elettrico nazionale
(la parte restante proviene dall’idroelettrico).
La Germania e il nucleare

“La Germania ha deciso di uscire dal nucleare…”




In Germania il governo ha deciso di limitare a 35 anni la vita utile
degli impianti nucleari installati.
L’applicazione di questa decisione porterebbe a una graduale
chiusura degli impianti nucleari dopo 35 anni di esercizio, e in
questa ipotesi l'ultimo reattore oggi esistente sarebbe fermato nel
2020.
Le associazioni industriali, scientifiche e dei consumatori hanno
fatto presente al Governo che il Paese (che peraltro dispone di
ingenti risorse carbonifere) non può permettersi di rinunciare a
una fonte che copre il 33% del fabbisogno elettrico nazionale.
Nel frattempo solo uno dei reattori tedeschi in funzione prima della
decisione è stato fermato (per altri motivi).
La Francia e il nucleare

La Francia ha costantemente confermato la scelta nucleare …
La Francia registra il costo del kWh più basso d’Europa e il più stabile
rispetto alle fluttuazioni del prezzo dei combustibili fossili.
 La sua dipendenza energetica dall’estero si è ridotta dal 78% al 50%
dal ‘73 ad oggi.
 A ciò si accompagnano:
 il fatturato estero dovuto all’esportazione di energia elettrica;
 il fatturato estero dell’industria nucleare;
 una riduzione del 30% delle emissioni di CO2 dal ’75 ad oggi;
 l’azione trainante esercitata dalla tecnologia nucleare sullo
sviluppo tecnologico.

Il nucleare nel futuro

Le previsioni di sviluppo dell’ONU-IAEA
Anche il mercato va aiutato

L’energia nucleare è economicamente vantaggiosa, ma…
un impianto nucleare richiede un investimento iniziale circa doppio
rispetto a quello richiesto da un impianto convenzionale.
 la realizzazione di una centrale nucleare richiede un tempo almeno
doppio rispetto al tempo di realizzazione di una centrale convenzionale.
 La complessità dell’iter autorizzativo e le resistenze per l’accettazione
dell’impianto prolungano ulteriormente i tempi realizzativi (la costruzione
della centrale di Caorso ha richiesto 10 anni).


Posto che non esistano altri ostacoli, chi sceglierebbe un investimento doppio
e a redditività differita per immettere sul mercato lo stesso prodotto?
i meccanismi di mercato non sono i soli ad operare
 altri meccanismi ostacolano la riapertura dell’opzione nucleare in Italia
 è necessaria una politica specifica
