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2024-06-16 12:07

Il Nucleare Civile Oggi e le Aspettative Tecnologiche di Domani

TRANSIZIONE ENERGETICA

di: 
Alessandro Clerici

L’autore sviluppa per l’Astrolabio l’articolo [0] pubblicato sul numero di maggio 2024 della rivista La Termotecnica, aggiungendo alcune considerazioni sulla tecnologia nucleare oggi disponibile, con vari reattori in funzione e costruzione, rispetto alle nuove tecnologie in fase di sviluppo o ricerca che hanno tempi più lunghi di possibili realizzazioni industriali tecnicamente ed economicamente provate. Sono inserite anche osservazioni sul possibile sviluppo del nucleare in Italia.

In Copertina: Foto Fickr IAEA Imagebank


Nel presente articolo si aggiorna la situazione del nucleare per usi civili nel mondo riportando sia  i reattori nucleari in servizio e in costruzione nei vari paesi ad aprile 2024, sia  l’entità dell’energia elettrica  prodotta nel 2022 dal nucleare in ogni nazione dotata di reattori in funzione, in termini assoluti e  percentuali sul valore totale dell’elettricità prodotta localmente.

Nel merito dei dati e considerazioni sul ciclo del combustibile, dei rifiuti e scorie radioattive e così pure delle riserve /produzione e costi dell’uranio, sino al costo del MWh elettrico da grossi reattori ora sul mercato, con i relativi tempi di realizzazione in UE, si rimanda a quanto  riportato in precedenti articoli [1] e [1 bis]. Ad essi si rimanda anche per quanto concerne lo sviluppo storico dell’elettricità nucleare nelle varie regioni fino ai giorni nostri.

Dopo una sintesi delle prospettive di un rinascimento e sostanziale sviluppo come  prospettato per il nucleare da agenzie energetiche, si aggiorna e approfondisce la situazione delle nuove tecnologie che stanno richiamando in misura crescente l’interesse e la scelta di vari paesi verso l’opzione nucleare, come percorso parallelo per decarbonizzare l’economia. Questo con lo studio e lo sviluppo degli Small Modular Reactors (SMR), dei reattori di IV generazione e della fusione.

 

Elettricità da fissione nucleare

La generazione elettrica da fissione domina attualmente il complesso delle applicazioni civili e ha registrato nella sua fase iniziale uno sviluppo globale imponente, pari a oltre 300 GWe. Ciò nei primi 32 anni, dalla sua “nascita”, dal 1954 al 1986. Dopo, a seguito del disastro occorso in quell’anno a Chernobyl in Ucraina, si è determinato un sostanziale cambiamento e una diffusa opposizione,  acuita dal successivo grave incidente verificatosi nel 2011 a Fukushima in Giappone. Per conseguenza, l’incremento successivo di 120 GW di nuovi reattori in funzione dal 1986 ad oggi, quindi in 38 anni, è stato molto minore del precedente.

La figura 1 riporta per gli ultimi 55 anni, retrocontati dall’anno zero al 2024 (che ha quindi un   valore annuale parziale), sia la totale potenza nucleare entrata in servizio ogni anno, sia il relativo numero di reattori. Dà un’idea dell’andamento annuale del nuovo nucleare a livello mondiale entrato in servizio, che ha visto un picco di 30 GWe installati al 1985, crollati poi sotto i 10 GWe a seguito di Chernobyl e successivamente molto variabili oscillanti tra uno zero del 2008 e circa 10 GW.

Figura 1 - Potenza totale installata ogni anno negli ultimi 55 anni (diagramma a barre e scala a sinistra) e relativo numero di reattori (linea continua azzurra e scala a destra). 2024 anno zero con valori parziali ad aprile. [2]

 

Per sfruttare effetti scala, la potenza unitaria dei reattori, che ha raggiunto oggi circa 1700 MW, in  70 anni è aumenta di circa 800 volte rispetto ai primi 2 reattori in Russia (1954) e Stati Uniti (1955), e di 27 volte  rispetto a quelli che erano entrati in servizio al 1956 .

L’evoluzione del nucleare per usi civili ha visto convenzionalmente tre successive “generazioni” di reattori con la quarta in fase iniziale di decollo, da meglio quantificare nei prossimi anni. La durata delle singole ”generazioni” risultano  differenti secondo le varie fonti e qui si annota quanto riportato nel Rapporto annuale del 2022 del GIF (Generation International Forum).  

I generation (1950–1970): con vari prototipi di diverse tipologie con scarsa efficienza, vita abbastanza breve.

II generation (1970–1995):  sono il maggior numero di reattori ancora in servizio e progettati per una vita di 40 anni, ma con estensioni della vita in alcune nazioni fino ad 80 anni; affidabili ed economicamente competitivi. La maggioranza sono del tipo Light Water, di cui i più diffusi sono quelli ad acqua pressurizzata(PWR) e ad acqua bollente(BWR). Ad essi si aggiungono i reattori CANDU, raffreddati e moderati ad acqua pesante, gli AGK, con raffreddamento a gas, e gli RBMK russi, diventati famosi per Chernobyl, con acqua (leggera) per il raffreddamento e grafite come moderatore di neutroni, in modo da utilizzare uranio naturale come combustibile; in tal modo, rendevano possibile la costruzione di reattori di grande potenza (100O MWe) che non richiedevano uranio arricchito e acqua pesante e, quindi,  costi di costruzione e gestione decisamente minori, rispetto ad altre tipologie.

III/III+ generation (1995–2030): caratterizzata da una maggior sicurezza, dopo Chernobyl, come evoluzione dei reattori di II generation LWR dotandoli di sistemi di sicurezza all’avanguardia con però   un incremento di tempi e costi di realizzazione. La  III+ generation, partita dagli inizi degli anni 2000 ha registrato ulteriori migliorie e tentate riduzioni dei costi previsti, ma anche i noti insuccessi in Europa dei reattori EPR francesi a Flamanville e Olkiluoto e negli Stati Uniti dei reattori  AP 1000 di Westinghouse a causa dei raddoppi dei tempi di realizzazione e più che triplicazione dei costi inizialmente preventivati. Da notare che gli stessi reattori EPR ed AP 1000 sono entrati in servizio in Cina con tempi e costi nettamente inferiori e, similmente, reattori russi e sud coreani di pari tecnologia in Russia e Sud Corea e in  altre varie nazioni dove sono stati esportati.

IV generation (2030+): promette di rivoluzionare la filiera industriale,  con abbandono dell’acqua come refrigerante, incremento della sicurezza, forte riduzione delle scorie e minori costi prospettati.

Allo sviluppo della quarta generazione di reattori si abbina in parallelo la forte tendenza a promuovere reattori di piccola taglia,  con moduli prefabbricati per varie applicazioni. In particolare si associa la possibile produzione di idrogeno verde a buon mercato, date le notevoli ore equivalenti di produzione, la produzione di calore/elettricità in prossimità di richieste industriali, la sostituzione di unità a carbone, sfruttando i loro siti con connessione esistente alla rete e ad acqua di raffreddamento,  ecc.. Il tutto con minori costi prospettati del kW e minori investimenti, dato che le  taglie ridotte e la prefabbricazione riducono notevolmente le spese costruttive  rispetto al “grosso” nucleare convenzionale e faciliterebbero quindi i possibili finanziamenti.

 

Il nucleare a livello globale al 21/04/2024

La situazione mondiale del nucleare  è ben riassunta nelle  figure che seguono diffuse dall’IAEA (International Atomic Energy Agency).

La figura 2 rappresenta chiaramente la situazione  del nucleare nel mondo ed in particolare nei vari paesi relativamente a reattori in servizio, reattori in costruzione e reattori permanentemente chiusi.

Figura 2 - Potenza in GWe dei reattori nelle varie nazioni in servizio, in costruzione e permanentemente chiusi al 21-04-2024. Fonte [2]

 

Appare chiaramente che, per  potenza  di reattori in servizio, gli Stati Uniti dominano ancora la scena, seguiti a debita distanza  da Francia e Cina, che a loro volta  hanno oltre il doppio della potenza installata in  Russia o in  Corea del Sud. Oltre il 66 % della totale potenza nucleare in servizio nel mondo  è concentrata in 5 paesi sui 33 che hanno in funzione centrali (Taiwan inclusa e menzionata in note a piè di pagina delle tabelle IAEA).

La Cina domina per numero di reattori in costruzione, come meglio quantificato più sotto, mentre la Germania, con oltre 25 GW di reattori permanentemente chiusi, supera di poco gli Stati Uniti  e il Giappone, seguiti ad una certa distanza da Inghilterra, Francia e Svezia. Ciò all’interno di  un enorme mercato mondiale che si profila per il decommissioning di centrali nucleari e per la sistemazione definitiva delle scorie radioattive.

Per quanto riguarda la  suddivisione del nucleare per usi civili nelle diverse aree geografiche, la figura 3 ne rappresenta schematicamente la situazione. Si staglia  il dominio del Nord America, trainato dagli Stati Uniti per i reattori in servizio, seguito dall’Europa Occidentale e Asia Far East, che domina nei reattori in costruzione. Questo per l’imponente sviluppo della Cina che in 20 anni circa supererà gli Stati Uniti. L’Europa centrale e dell’Est,  il Medio Oriente e l’Asia del Sud  hanno un apprezzabile sviluppo del nucleare in proporzione alla  potenza totale dei reattori che hanno attualmente in servizio.  

Figura 3 Totale potenza e numero di reattori rispettivamente in servizio effettivo, in servizio temporaneamente sospeso (21 in Giappone e 4 in India) ed in costruzione al 21/04/24, con suddivisione per aree geografiche della potenza dei reattori in servizio ed in costruzione. Fonte [2]

 

Vale la pena di sottolineare che, in aggiunta ai circa 420 reattori in funzione per la  produzione elettrica, esistono circa 220 reattori di ricerca, cui si aggiungono altri 180 reattori installati su 140 navi e 40 sommergibili.

La figura 4 riporta la situazione mondiale del nucleare civile in servizio nei vari paesi.

Figura 4 - Numero di reattori in servizio al 21/04/2024 e loro potenza nei 33 stati con reattori nucleari. Fonte [2]

 

Nei principali paesi la potenza media dei reattori in servizio è ormai vicina a 1000 MWe, con  principale differenza per l’India, dovuta alla ridotta potenza dei loro reattori, sviluppati localmente,  seguita dalla Russia, legata ai vari reattori sperimentali di media o piccola potenza, e dall’Inghilterra, per reattori vecchi di ridotta potenza rispetto ai nuovi.

La situazione del nucleare in costruzione  al 21/04/2024 è riportata in figura 5 che evidenzia come  la Cina abbia il 41% della totale potenza mondiale  in costruzione, seguita dall’India, con il 9%, e da Turchia ed Egitto, con il 7% ciascuna, (in entrambi i casi con tutti reattori russi).

Figura 5 - Numero dei reattori in costruzione in 15 paesi al 21/04/2024 e loro potenza. Fonte [2]

 

I reattori forniti da Rosatom (il gigante russo dell’energia nucleare per tutte le applicazioni civili e militari) sono il 45% della totale potenza dei reattori mondiali in costruzione. Questo, considerando oltre quelli che sono in costruzione in Russia, quelli russi in Cina, India, Turchia, Egitto, Bangladesh, Iran, Ucraina (costruzione ora ovviamente sospesa) e Slovacchia.

Ciò è dovuto ad allettanti condizioni contrattuali/finanziarie, che includono anche il ritiro delle scorie, ma principalmente a due fattori essenziali:

- alta tecnologia ed affidabilità, provate in costruzioni ed esercizio in Russia;

- prezzo e tempi di realizzazione molto interessanti, rispetto alla concorrenza. Lo dimostra il caso della Finlandia, scottata da ritardi e sovraccosti del reattore francese EPR per Olkiluoto, con l’ordine di un nuovo reattore pochi anni orsono alla Russia, poi cancellato per l’invasione dell’Ucraina.

Per quanto riguarda la percentuale di energia elettrica dal nucleare rispetto alla totale prodotta nei paesi con centrali in servizio  è interessante quanto riporta la figura 6 riferita all’anno 2022 (i dati mondiali di tutti paesi relativi al 2023 non sono ancora disponibili in IAEA). Rispetto all’anno precedente scompare l’Ucraina, che tallonava la Francia, la quale ultima è scesa dal 70 al 63% per i lavori ristrutturazione/ manutenzione delle sue centrali ed è stata quasi raggiunta dalla Slovacchia al 59%. La Germania con il suo piano di uscita dal nucleare ha praticamente dimezzato la sua quota al 6%, mentre gli Emirati Arabi sono passati da un 2% al  12% e la Svizzera dal 28% al 36%. Si può notare che nei primi 15 paesi per quota di elettricità dal nucleare 11 sono paesi UE,  con quote da circa il 30% al 63%. Inoltre, i primi 6 paesi per quota di elettricità dal nucleare sono tutti membri della UE.

La Cina, pur con la sua piccola quota di  nucleare, pari al 5%, ha superato con 395 TWh prodotti la Francia, attestata a 280 TWh, ed è diventata la seconda potenza nucleare, dopo gli Stati Uniti, che con 772 TWh segnano una quota del nucleare del 18,2%.

Figura 6 - Quota di elettricità prodotta dal nucleare nei paesi con reattori in servizio al 31/12/2022-Per Taiwan, non menzionata nelle tabelle IAEA ma solo in norte a piè di pagina la quota è al 9,1%. Fonte [2]

 

Sviluppi futuri prospettati  per la globale  potenza di reattori nucleari in servizio

La transizione energetica spinta dalla transizione ecologica e dalla demonizzazione delle fonti fossili, e la crisi energetica indotta dagli alti costi dell’energia e dall’incertezza delle forniture, generata dagli eventi geopolitici in corso, cui si associa  la sempre più preponderante penetrazione dell’elettricità nei consumi finali, hanno risollevato l’interesse sul nucleare, del quale si prevede da più parti un forte aumento, specie dalle associazioni di categoria interessate e da numerose agenzie energetiche.

La stessa IEA (International Energy Agency ) prevedeva a fine 2023 una crescita del 2% all’anno della potenza nucleare installata al 2030 ed un  raddoppio della potenza in servizio al 2050, il che significherebbe circa 400 GWe aggiuntivi  in 27 anni. Cioè una media di 15 GWe all’anno, da confrontare con la storia passata riportata in figura 1.

Secondo l’ultimo outlook  dell’IAEA (International Atomic Energy Agency), nell’ipotesi del “high case scenario” la totale potenza nucleare installata nel 2050 sarà più che doppia, raggiungendo gli 890 GWe, rispetto ai circa 370 GWe del 2023. Nel caso del “ low case scenario” la potenza totale installata arriverebbe  a 458 GWe. Rispetto all’ outlook dell’anno precedente  nelle due prospezioni,  “high and low cases scenarios” i valori sono aumentati rispettivamente del  2% e 14%.

La World Nuclear Association, nel rapporto Plans For New Reactors Worldwide (Updated April 2024),  aggiunge ai reattori in costruzione, riportati dalla IAEA  in figura 5, una lista di altri  92  reattori  pianificati in 17 paesi,  dei quali 1 in Francia, 2  in Bulgaria, Ungheria, Romania, Svezia ed Inghilterra. Inoltre, sono elencati ulteriori 343 reattori proposti preliminarmente in 27 paesi per 364 GWe, dei quali, per i paesi UE e Regno Unito,  6 in Francia, 1 in Slovacchia, 2 in Olanda ed Inghilterra, 3 nella repubblica Ceca  e ben 26 in Polonia, che punta su small reactors.

Per dare un’idea delle intenzioni e dei tempi di realizzazione di nuove grosse centrali  in un paese come la Francia,  che aveva e ritornerà, dopo i lavori di ristrutturazione  dei reattori esistenti, al 70 % di elettricità dal nucleare,  il presidente Macron nel febbraio 2022 ha annunciato il piano di costruire in 3 siti esistenti 6 nuovi reattori da 1650 MWe cadauno. Il programma, approvato dal parlamento  francese nel marzo 2023 per 53 miliardi di euro, sta diventando operativo in EdF, con procedure di autorizzazione, lavori civili e movimenti terra preliminari e design costruttivi  per inizio costruzione delle prime unità nucleari nel 2027. L’entrata in funzione commerciale è prevista nel 2035 con i primi EPR di seconda generazione (13 anni dall’annuncio iniziale e 8 anni da inizio costruzione).

Per tempi e costi di recenti progetti con reattori di III generazione + appena terminati in nuovi paesi apertisi al nucleare (i 4 reattori dai sud coreani APP 1400 da 1400 MW ciascuno per la centrale di Barakah) o progetti russi  in corso di realizzazione  in Turchia (centrale di Akkuyu) ed Egitto (centrale di  Al Dabaa), ciascuno con 4 reattori VVER da 1200 MW, si rimanda ai country profiles sia della IAEA e sia della World Nuclear Association; appaiono chiaramente i tempi per l’istituzione di una locale autorità nucleare, la scelta ed autorizzazione di un sito, la certificazione della tipologia di reattore scelto, l’autorizzazione alla costruzione e l’autorizzazione all’esercizio di ogni reattore.

Chiaramente, il raggiungimento a livello mondiale  degli scenari più competitivi per il nucleare implica notevoli sfide: tecnologiche, economiche, finanziarie e dall’affidabilità tecnica/economica/temporale delle “supply chains”, come avviene d’altra parte per le altre tecnologie; risulta indispensabile lo snellimento delle procedure in accordo con l’accettabilità da parte delle popolazioni, specie locali.

 L’IAEA sottolinea che  il dibattito “energia nucleare o rinnovabili” è fuorviante e che ”decisions need to be made from a technologically  agnostic view that is based on science, facts and reason.”

I’IAEA sottolinea pure che nel passato decennio lo sviluppo del nucleare è rimasto nel range delle previsioni dei loro rapporti annuali.

 

Le ragioni alla base di una aspettativa di rinascimento del nucleare

Nel settore elettrico a livello globale, il nucleare ha una quota di produzione di elettricità  intorno al 9% della produzione globale mentre in UE è del 21,6% [3] e, in Italia, è notoriamente ferma allo 0%. Sebbene i costi di produzione nel mondo occidentale con nuove centrali dotate di reattori a fissione di 3° generazione+, sia intorno ai 110-130 €/MWh (includendo i costi di decommissioning della centrale e il contributo al trattamento finale e al deposito delle scorie) e i tempi per permessi e di realizzazioni risultino notevoli [1] e [1bis], il nucleare produce elettricità in modo programmabile, contribuisce all’inerzia e alla potenza di corto circuito del sistema, può contribuire ai capacity markets per sopperire alla variabilità di eolico e fotovoltaico e può stoccare il combustibile (energia primaria) per più lunghi periodi, rispetto ai volumi dei combustibili fossili.

Nonostante presenti la problematica del timore di gravi incidenti e la questione di depositi millenari per scorie ad alta radioattività, l’opzione nucleare ha richiamato recentemente, come detto, un ritorno di interesse. Questo, sia per il contributo che può dare la fonte alla decarbonizzazione,  per le sue ridotte emissioni climalteranti, sia per le sue 8000 ore equivalenti /anno di produzione, che rendono economica, per esempio, la produzione  di idrogeno blue (da fonti non rinnovabili, ma prive di emissioni). Si può notare che centrali  nucleari  ammortate (di cui si prevede, tra l’altro, un notevole incremento in alcune nazioni del mondo occidentale, data l’estensione della vita utile fino anche ad 80 anni)  presentano contenuti  costi di produzione intorno a 40 €/MWhe, come negli Stati Uniti ed in Francia.

In particolare, nel suscitato interesse per uno sviluppo del nucleare in vari paesi, Italia inclusa, l’interesse principale è per il cosiddetto ”nucleare pulito, sicuro ed economico” offerto dagli SMR (Small  Modular Reactors), dai reattori di IV generazione  e dalla fusione. Pertanto, occorre darsi, come correttamente fatto recentemente anche in Italia, un periodo di serie analisi per portare a corrette valutazioni sui tempi entro i quali tali tecnologie usciranno dallo stadio di ricerca e potranno dare un valido apporto alla transizione. Ciò con l’entrata in servizio di impianti industriali che producano il kWhe a prezzi sostenibili per il sistema elettrico, a seguito di una sperimentazione con prototipi che fornisca adeguate informazioni per tempi e costi. Occorrerà chiaramente distinguere, nei vari scenari, tra tecnologie che sono ancora in una  fase di ricerca di base, in ogni caso certamente da supportare, prototipi semi industriali sovvenzionati  e impianti che siano già in esercizio commerciale.

 

Situazione mondiale degli SMR (Small Modular Reactors)

La filosofia alla base di uno sviluppo degli SMR (secondo la IAEA sono reattori con  potenze sotto i 300 MW) è quella di ottenere un effetto scala, non tanto incrementando la potenza dei  reattori, come fino ad ora perseguito (riduzione di costi al kW installato e di O&M con aumento della taglia di reattori e numero di reattori per impianto),  ma aumentando il numero di moduli standard prefabbricati e  componibili prodotti per dotare le centrali di potenze diverse, che possono andare da poche decine di MWe alle centinaia.  Al proposito, la IAEA definisce microreattori quelli con taglia inferiore ai 10 MWe.

Un vantaggio attribuito agli SMR è l’alimentazione di aree isolate,  di isole produttive o di singole industrie, non solo per fornire elettricità,  ma anche  calore, minimizzando i costi di sviluppo o potenziamento della rete. Un altro punto a favore è quello di richiedere, si è detto,  investimenti minori, rispetto a quanto chiede la costruzione di grossi reattori e, quindi, una maggiore facilità di finanziamento, oltre a un’aumentata sicurezza intrinseca  per varie tipologie. Per quanto riguarda i costi effettivi nelle realizzazioni di SMR commerciali, e non prototipali sovvenzionati, l’investimento in capitale, per i costi e i tempi ridotti dell’installazione di “moduli prefabbricati”,  sembra promettente, secondo quanto affermano i possibili proponenti, per contro la IAEA sottolinea che “la loro competitività deve ancora essere verificata”.

Peraltro, circa  i tempi effettivi di realizzazione di un impianto con SMR occorrerà verificare procedure e tempi di certificazione del reattore nelle varie fasi previste dai differenti stati, dalla scelta e definizione del sito, alle licenze per costruzione ed esercizio, alla  definizione delle zone di emergenza. Non è detto, infatti,  che tali tempi risultino inferiori, in non rari casi, a quelli per grosse unità di 1 GWe ed oltre. Un’armonizzazione delle regole a livello mondiale è dunque auspicabile  per una più celere diffusione degli SMR.

Per  quanto riguarda l’accettazione di un impianto SMR da parte della popolazione locale non è detto, specie  per un paese come l’Italia, che si incontrino meno problemi rispetto a quelli di una grossa centrale convenzionale.

Il documento della World Nuclear Association (WNA) del febbraio 2024 “Small modular reactors”[4] presenta una panoramica completa delle oltre 70 tipologie degli SMR con le caratteristiche dei reattori, relative potenze,  diverse fasi di proposte/sviluppo nelle varie aree del mondo. In materia, le filiere tecnologiche si possono suddividere in due  famiglie principali:

A) Light Water Reactors (LWR) e specialmente Pressurized Water Reactors (PWR), che è la tecnologia più diffusa dei reattori in servizio e costruzione ora nel mondo e  conta su esperienze ultradecennali in progettazione/costruzione ed esercizio di centrali convenzionali, con supply chains ben consolidate. Consentono anche possibili forniture di calore a  300-400 °C.

B) Avanced Reactors ed in particolare  Fast Neutron Reactors (FNR, per 400-600°C), High Temperature Reactors (HTR, per 600-900°) moderati a grafite e vari tipi di Reattori a sali fusi, Molten Salt Reactors (MSR, per 600-700°C) che assicurano forniture di  calore a più alte temperature e tempi più lunghi (anche oltre 5 anni)  per le ricariche di combustibile.

Nel rapporto WNA sono riportate alcune tabelle con la tipologia e potenza dei principali SMR menzionati. Nello specifico:

5 SMR già in esercizio in Russia (2 da vari anni), Cina (2) e India

5 SMR in costruzione in Argentina (1), Cina (2) e Russia (2)

18 SMR con sviluppo in fase avanzata in Russia, Canada, Stati Uniti, Sud Corea e Cina

21 SMR in fase preliminare di sviluppo in Cina, Stati Uniti, Russia, India, Giappone, Inghilterra, Sud Africa e Canada

11 micro SMR con potenze inferiori a 25 MW negli Stati Uniti, Canada e Svezia  

Circa i reattori in stato avanzato di sviluppo il rapporto include però  ancora l’SMR di NuScale, la prima prevista realizzazione di un SMR negli Stati Uniti,  che è morta  con il fallimento di NuScale, come sotto riporto,  per la triplicazione dei prezzi inizialmente  considerati.

Nel rapporto WNA vengono dettagliati anche i forti supporti statali per SMR, specie negli Stati Uniti, Canada e Inghilterra, mentre un capitolo a parte è dedicato agli SMR sviluppati per scopi militari, in particolare negli Stati Uniti e in Russia a partire dagli anni ’50, usualmente non considerati.

In merito al progetto  SMR di  NuScale, vantato come il primo SMR per entrata in funzione negli Stati Uniti e che ha ottenuto centinaia di milioni di dollari di grants dal DOE (Department of Energy) da utilizzare per favorire realizzazioni concrete, vale la pena di menzionare i fatti salienti di una lunga storia iniziata nel 2007 con la nascita di NuScale. Dopo una serie di modifiche e potenza del progetto iniziale,  operate da  NuScale, salito da 44 MWe a 77  e,  dopo una richiesta all’Autorità di sicurezza nucleare degli Stati Uniti del 2016, NuScale ha ricevuto nel 2020 l’approvazione del progetto, come primo SMR realizzabile negli Stati Uniti, di cui è diventata possibile la vendita. NuScale ha siglato  quindi accordi di vendita negli  USA e in Europa di centrali con diversi numeri di moduli. L’accordo più concreto  è  stato quello intervenuto con il consorzio di alcune società elettriche dell’Utah per una centrale con 6 moduli SMR da 77 MWe ciascuno. Tuttavia i costi  di costruzione  da  stime iniziali di poco meno  di 7.000 $/kWe si sono gradualmente triplicati. Per conseguenza, il valore delle azioni di NuScale è crollato da circa 10 dollari a circa 2 dollari per azione, la sottoscrizione al progetto ha raggiunto solo l’80% del totale necessario e, l’otto novembre 2023, NuScale ha annunciato al cliente di non poter realizzare il progetto.

Un altro promettente progetto di SMR che non vedrà forse la fine  è stato quello del consorzio coordinato dalla multinazionale  Urenco per lo sviluppo di un micro SMR, chiamato U Battery, con  potenza di 10 MW termici. Al proposito, uno studio commissionato alle università di Delft e Manchester ha portato all’individuazione della tecnologia di un HTR moderato a grafite e raffreddato ad elio, con la possibilità di produrre calore di processo a 750°C e 4 MWe, utilizzando un combustibile con il 17-20% di uranio arricchito ed eventualmente il torio. Il consorzio si era focalizzato sulla fornitura di impianti  comprendenti fino a 6 moduli e con intervalli di refuelling di 5 anni. A seguito di un sostanzioso grant dal governo inglese, come supporto per l’entrata in servizio nel 2028 di un prototipo, il design del reattore è stato quindi approntato nel 2019, completando e superando la prima delle 4 fasi del processo di revisione delle autorità canadesi per installare un SMR in un sito dell’Ontario. Ciò nonostante, a causa delle difficoltà di trovare impegni solidi da parte di nuove società di investitori per realizzare questo progetto di Advanced Modular Reactor, Urenco a marzo 2023 ha annunciato di rinunciare a supportare il progetto e di trasferirne la proprietà intellettuale al National Nuclear Laboratory inglese.

Ciò insegna, come già successo negli USA per i reattori AP 1000 di Westinghouse e in UE per il reattore francese EPR di Olkiluoto in Finlandia e Flamanville in Francia (costi triplicati e tempi raddoppiati come più sopra accennato), che i progetti cosiddetti  First Of a Kind (FOAK) presentano notevoli incertezze su costi e tempi di realizzazione, specie in un settore tecnologicamente e finanziariamente complesso come il nucleare.

 

Lo stato di SMR e AMR in Italia

La situazione è stata ben presentata nel rapporto [5] redatto da esperti di ENEA di cui è utile qui trascrivere alcuni  contenuti significativi.  Vi si legge che ENEA, Ansaldo Nucleare, Newcleo, SIET e molte altre industrie e università italiane contribuiscono continuamente allo sviluppo di molteplici disegni preliminari di SMR/AMR, tra i quali:

  • NUWARDprogetto francese di SMR modulare, riferimento europeo, guidato da EDF. In Italia, tramite un accordo tra Edison, Ansaldo Energia e Ansaldo Nucleare, e con ENEA che svolge il ruolo di advisor. In materia si stanno valutando prospettive di sviluppo della filiera e possibili impatti sul mix energetico italiano di questa tecnologia. EDF è già in contatto con SIET ed ENEA per la futura sperimentazione a Piacenza.
  • ALFRED, prototipo UE per un AMR basato su GEN-IV Lead-cooled Fast Reactor (LFR), supportato dal consorzio internazionale FALCON (guidato da Ansaldo Nucleare, e basato sulla tecnologia ENEA). In Romania, l’industria italiana sta portando avanti la realizzazione della più grande infrastruttura sperimentale mai realizzata su questa tecnologia;
  • Westinghouse LFR, per la quale Ansaldo Nucleare ed ENEA supportano la realizzazione di diversi impianti sperimentali nell'ambito del programma AMR (advanced modular reactors) UK;
  • LFR-AS-30AMR sviluppato dalla start-up Newcleo, basato sulla tecnologia ENEA, e che vede investimenti privati per oltre 50 M€ presso le infrastrutture ENEA. ENEA è il referente per la progettazione nucleare e gli aspetti tecnologici del reattore: sono attualmente in fase di formalizzazione i primi accordi esecutivi previsti dall’Accordo Quadro che ENEA ha sottoscritto con la società.

Su quest’ultimo progetto ENEA è particolarmente impegnata con la realizzazione di un dimostratore non nucleare, denominato PRECURSOR, in scala quasi 1 a 1 presso il Centro Ricerche del Brasimone nell’appennino tosco-emiliano. L’impianto permetterà di testare la termofluidodinamica di un reattore al piombo di piccola taglia per arrivare alla progettazione e realizzazione in Francia o in UK del reattore vero e proprio.

 

I reattori di IV generazione

Si basano sul presupposto di  garantire una maggiore sicurezza (spegnimento automatico e passivo del reattore senza ricorso a sistemi ausiliari); minimo consumo di combustibile e, quindi, minima produzione di scorie fortemente  radioattive che hanno un decadimento in centinaia di anni anziché migliaia; possibile utilizzo di un ampio spettro di combustibili nucleari e anche delle scorie generate dai reattori a fissione ora in esercizio; prospettano inoltre ridotti valori del capitale investito in un impianto nucleare di produzione di calore/elettricità.

Una collaborazione internazionale denominata  GIF-Generation IV International Forum ha iniziato le attività nel 2001 con lo scopo di condivi­dere la ricerca e lo sviluppo nel settore [6] e comprende 13 nazioni in aggiunta alla UE rappresentata da Euratom. Vedi figura 7.

Figura 7 - Gli attuali stati membri del GIF-Generation IV International Forum [6].

 

Dopo le prime analisi di oltre i 130 tipologie di reattori da parte di 100 esperti, il GIF ha deciso di concentrarsi su sei con potenze considerate che vanno da qualche decina di MWe a circa 1.500, comprendono quindi alcune tipologie degli SMR.

Le 6 tecnologie prescelte sono:

  • Gas-Cooled Fast Reactor (GFR);
  • Very-High-Temperature Reactor (VHTR);
  • Supercritical-Water-Cooled Reactor (SCWR);
  • Sodium-Cooled Fast Reactor (SFR);
  • Lead-Cooled Fast Reactor (LFR);
  • Molten Salt Reactor (MSR).

In [6] sono forniti gli schemi di principio, le nazioni che partecipano con progetti a ciascuna tecnologia e la descrizione dei principali vantaggi ed applicazioni.

Alcuni reattori di GEN IV di medie, grandi potenze sono già operativi. Tre in Russia: uno da 560 MW in servizio dal 1980, ben prima della nascita di GIF e unico ancora in funzione dei vari progetti Fast Breeder (che sono stati poi sospesi  in Francia, Germania, Giappone ) e altri due reattori, sempre Fast Breeder raffreddati a sodio liquido, con l’ultimo collegato alla rete nel 2016 per oltre 800 MWe. Due in Cina da 100 MW HTGR raffreddati a elio e alimentanti  un’unica turbina da 200 MW. Inoltre, è in servizio dal 2011 un piccolo reattore sperimentale da 20 MW tipo SFR (Sodium Fast Reactor).

Nel 2021 Rosatom ha annunciato l’inizio di costruzione del primo generation IV reactor del tipo fast neutron raffreddato col piombo. Il reattore 300-MW Brest-OD-300 fa parte di un progetto pilota in Russia (Progetto Proryv=svolta) per lo sviluppo di un cosiddetto “Closed nuclear fuel cycle technology” utilizzando scorie da reattori a fissione in esercizio e, quindi, eliminando le scorie più pericolose, contraendo così anche il volume totale di scorie prodotte dai reattori coinvolti e riducendo drasticamente la necessità di depositi in siti costosi.

Circa la partecipazione italiana allo sviluppo dei reattori di IV generazione, si ricordano vari accordi e partnership internazionali di lunga data di Ansaldo Nucleare. Più recentemente, l’accordo per la nascita di ATHENA, un impianto di ricerca per lo sviluppo dei reattori di IV generazione in Romania che ospiterà componenti in scala per tests e dimostrazioni della tecnologia Lead Fast Reactor (refrigerati a piombo liquido),  supportato da ENEA  e SRS (Italia),  e quello con Westinghouse per impianti in Inghilterra. In ogni caso, come sopra accennato,  vari advanced modular reactors (AMR)  ricadono nella tecnologia di GEN IV reactors e si rimanda al  precedente paragrafo per le partecipazioni Italiane.

 

La fusione nucleare e le sue  principali  tecnologie

Sono essenzialmente due le principali tecnologie in fase di ricerca:

- il Confinamento inerziale (esempio nel  Livermore National Laboratory in California che ha scopi militari). Utilizzano raggi laser superpotenti e con­centrati su una sferetta delle dimensioni di un granello di pepe, detto «pellet», contenente atomi di deuterio e tritio che i raggi laser riescono a “fondere” in atomi di elio più pesanti, liberando energia.

-il Confinamento magnetico (esempio il progetto multinazionale ITER in corso di realizzazione in Francia). Utilizza una ” macchina” toroidale chia­mata “tokamak”(origine Russa) che contiene un plasma di atomi leggeri (ad esempio di tritio e deuterio) elevato ad altissime temperature (milioni di gradi) e tenuto lontano dalle pareti tramite forti campi magnetici. Le alte temperature consentono la fusione di atomi leggeri in  atomi più pesanti (elio) con produzione di energia.

Vale la pena di sottolineare la reale portata dei risultati attualmente ottenuti e ottenibili, non tanto per ridurre di significato le importanti ricerche da proseguire, ma per considerare le sfide  da superare al fine di arrivare a produzioni industrialmente utilizzabili spesso trascurate nei messaggi strabilianti (abbiamo il Santo Gral) veicolati dai mass media e nelle prese di posizione di politici.

Per realizzare il confinamento inerziale è stato ripetuto, a fine 2023, l’esperimento del 5 dicembre 2022 del Livermore Laboratory, che aveva suscitato tanto clamore anche sui media italiani.  Iniettati nella sferetta contenente trizio e deuterio  raggi laser  per un valore di 1,6 kWh, nel tempo di frazioni di millesimi di secondo si è prodotta energia da fusione  di circa 2,6 kWh. Nel contempo, però, per produrre, concentrare e far arrivare con raggi laser gli 1,6 kWh  iniettati nella sferetta sono stati prelevati dalla rete circa 90 kWh. 

Considerando il completo impianto, l’energia prodotta è  nettamente inferiore (35 volte) a quella assorbita dalla rete. Inoltre, per utilizzi industriali occorre rendere l’erogazione di energia continua  e di valore apprezzabile, avendo presente che 1 kWh è l’energia necessaria per portare 10 litri d’acqua da 15°C all’ebollizione.

Nel confinamento magnetico, il progetto ITER applica una tecnologia diversa (plasma a 150 milioni di gradi nell’anello tokamak) e tempi di fusione produttiva ben più elevati. Prevede il raggiungimento dal 2035 di una reazione di fusione stabile di 500 MW prodotti per una durata di circa 10 minuti. Dovrà però anche lui ridurre di parecchie volte il consumo del BOP (Balance Of Plant) che alimenta la parte tecnologica della fusione per avere una energia prodotta finale superiore all’energia immessa nell’impianto e rendere continua la produzione ben oltre i 10 minuti.

Questo a prescindere dalla necessaria, rigorosa valutazione dei costi degli  impianti da realizzare per produrre energia, dopo ulteriori analisi teoriche, esperimenti e funzionamento di prototipi connessi alla rete.

Ciò premesso, in merito alla fusione è doveroso sottolineare il contributo italiano, costituito da una serie di forniture e installazioni di equipaggiamenti di alto profilo tecnologico per il progetto ITER, del quale, oltretutto, il direttore generale dal 2022 è l’italiano ing. Pietro Barabaschi. Inoltre, presso l’ENEA, con l’apporto di aziende italiane specializzate, si sta realizzando il magnete più grande e tecnologico per progetti di fusione a confinamento magnetico, capace di tenere distante dalle pareti  del “tokamak”  il  plasma a 150 milioni di gradi.

 

Commenti preliminari   su SMR, Generation IV Reactors e fusione

Per quanto sopra  detto si tratta in tutti i casi di tecnologie innovative in fase di sviluppo, con progetti che meritano investimenti, ma circa le quali non si può illudere la popolazione,  prospettando utilizzi commerciali a breve, specie per la fusione. L’Italia possiede know how e attività manifatturiere di interesse, reattori convenzionali a parte, sia per SMR, sia per la fusione e si notano al proposito una serie di accordi intervenuti negli ultimi tempi tra società elettriche e manifatturiere e start up, di cui è testimonianza il recente lancio dell’accordo di ENEL con Ansaldo Nucleare del marzo 2024. Infine, sottolineo in generale che per queste tecnologie di frontiera si deve valutare in itinere il grado di maturità e la loro effettiva applicabilità. In ogni caso, circa la fusione, per avere  risultati concretamente utilizzabili bisognerà aspettare il 2050, ritenuta da alcuni osservatori una data molto ottimistica per la realizzazione di impianti commerciali competitivi.

                     

Alcune considerazioni generali su uno sviluppo globale del nucleare e particolari per l’Italia

Il grande sviluppo del nucleare nel mondo, dalla fine degli anni ’60 al 1986, con la sua quota nella produzione di elettricità passata dallo 0% al 15% (terza fonte, dopo carbone e idroelettrico), è stato poi fortemente condizionato dal grave incidente del 1986 di Chernobyl. Un disastro che ha dato il via a un periodo di decadenza e di aumentata opposizione a questa forma di energia per il forte impatto esercitato sull’opinione pubblica. La situazione si è riacuita poi con l’incidente di Fukushima nel 2011, anno che ha registrato il boom degli sviluppi di fotovoltaico ed eolico con sostanziosi  incentivi in Europa,  in particolare in Italia e Germania.

Complessivamente, negli ultimi 40 anni, pur con una produzione di TWh/anno praticamente poco variata, la perdita di quota del nucleare  è  scesa al 9% dei giorni nostri,  con il sorpasso nel ‘98 del gas e con un 2023 che ha visto un numero di reattori usciti dal servizio uguale a quello dei nuovi entranti.

Nel frattempo, la crescita della spinta alla transizione ecologica, quindi anche energetica, per  raggiungere la neutralità carbonica con zero emissioni nette di CO2 verso la metà del secolo, ha determinato un forte sviluppo delle rinnovabili, specie di eolico e fotovoltaico. Fonti alle quali si prevede un ricorso prevalente e massiccio per supportare la penetrazione sempre più elevata  del vettore elettrico nei trasporti, negli edifici civili, nella  produzione di idrogeno verde, che impone di disporre  di elettricità carbon free.

Dunque, una presenza in aumento delle rinnovabili non programmabili e aleatorie, con contemporanea uscita dal servizio di impianti termoelettrici programmabili con i loro gruppi  turbina/alternatore. Questi contribuiscono, come noto, ad assicurare inerzia e potenza di corto circuito, indispensabili per la stabilità di frequenza e tensione per le utenze e per la stabilità in generale del sistema elettrico nel suo complesso. Per conseguenza, si verificano seri problemi, stante lo scarso contributo di fotovoltaico ed eolico ad inerzia e potenza di corto circuito in aggiunta alla loro non programmabilità. Di qui la necessità di installare sistemi di accumulo e di contributo all’inerzia ed alla potenza di corto e la costituzione dei cosiddetti mercati della capacità.

Ciò con l’effetto che il costo di produzione del kWhe green risulta maggiorato da questi oneri dovuti a una serie di servizi ausiliari che vanno in bolletta agli utenti. A tali costi si aggiungono poi quelli di sviluppo dei sistemi di trasporto/distribuzione per convogliare l’energia dal  sito di produzione ai carichi. Da osservare in particolare che, per l’Italia, gli impianti più convenienti per vento e sole sono al sud, mentre i carichi maggiori sono al nord. L’opposto di quanto si ha in  Germania, dove l’eolico offshore è al Nord e i carichi al centro sud; ciò ha imposto lo sviluppo di 4 sistemi in corrente continua a +/-500 kV in cavo interrato di 2000 MW ciascuno  per centinaia di km. In tal modo, i costi che ne derivano impattano notevolmente su quello del kWhe servito ai carichi. Questo in un paese come la Germania che ha visto nel recente passato per 3 settimane consecutive una massima produzione di circa 8 GW dagli oltre 110 GW di impianti eolici e fotovoltaici collegati alla rete.

Tali costi addizionali sono praticamente nulli nel caso della generazione elettronucleare, ad eccezione di quelli legati agli sviluppi della trasmissione, che possono essere minimizzati, però, ponendo nuove centrali nucleari, ad esempio, nei luoghi dove si trovano centrali esistenti dismesse o in dismissione. In un periodo meno breve potrà essere interessante  l’introduzione di SMR, come stanno pensando di fare negli Stati Uniti e in Polonia, per sostituire gruppi a carbone, ma  con tempistiche, tecnologie e costi che vanno tuttavia  adeguatamente approfonditi.

Un altro fattore che sta favorendo l’uso del nucleare è l’esigenza di garantire una maggiore sicurezza negli approvvigionamenti delle materie prime energetiche, indotta dai noti recenti eventi geopolitici. Specie per il giro di vite delle sanzioni che hanno condizionato le forniture di combustibili fossili in quantità, tempi e costi. Ovviamente, anche il nucleare dipende, per la maggioranza delle nazioni, dall’importazione del combustibile fissile e dal suo eventuale arricchimento. C’è da dire, però, che i 2/3 delle forniture mondiali provengono da fonti affidabili, come Kazakistan, Canada e Australia, seguiti a distanza dalle attuali altre forniture provenienti da Namibia, Russia, Niger, Uzbekistan e USA. È da rimarcare, inoltre, che il  grandissimo contenuto di energia per unità di peso e di volume dei combustibili fissili, rispetto ai fossili, permette stoccaggi che assicurano un’autonomia, non certo per tempi enormi, ma per periodi multi pluriennali, consentendo di attenuare notevolmente l’impatto del verificarsi di crisi geopolitiche. In più si deve notare che il nucleare comporta costi del kWhe finale sui quali la componente dovuta al combustibile incide marginalmente, anche nel caso di alti prezzi del medesimo [1] e [1 bis].

Infine, quanto alla disponibilità nel tempo dei combustibili fissili, considerando il prevedibile  sviluppo di nuovi reattori, nettamente più efficienti ed al limite capaci di essere alimentati dalle scorie prodotte da altri reattori, non sussistono problemi stringenti. Certamente non  prima di circa un secolo, pure nel caso di un notevole  aumento di produzione di elettricità dal nucleare. Al più si tratterà di accettare un incremento del prezzo del combustibile che, come sopra accennato, costituisce una  quota poco rilevante del costo del kWhe. Questo dipende molto di più dal CAPEX, dai costi per esercizio e manutenzione della centrale e dal trattamento locale delle scorie, dagli accantonamenti per il decommissioning della centrale addebitati ad ogni MWhe generato, da quelli per contribuire alla realizzazione ed uso dei “cimiteri“ finali delle scorie e addebitati ad ogni MWhe prodotto.

In più, valutando l’intero ciclo di vita di un impianto che produce elettricità (ed è essenziale considerarlo nel confronto tra le diverse tecnologie, dando un peso economico ai singoli fattori), il nucleare risulta in prima fila nella classifica del kWhe prodotto, in termini di emissione minima di CO2, minor occupazione di suolo, minor numero di decessi, ivi compresi quelli causati dagli incidenti di Chernobyl e Fukushima.

Ciò non risolve, tuttavia, le note questioni di fondo su cui fanno leva le opposizioni:

- il timore delle conseguenze di un grave incidente,

- il trattamento e disposal delle scorie ad alta radioattività per periodi di millenni,

- il possibile costo del kWhe   nucleare ed i tempi lunghi di realizzazione di impianti nucleari

Tali problemi spingono le aspettative e promesse di sviluppi delle nuove tecnologie quali gli SMR e Generation IV reactors e, in un futuro più lontano, pure la fusione. Promesse su cui contano le spinte di vari paesi tesi a sviluppare il loro nucleare o ad introdurlo, presentandolo come “pulito ed economico”, con terminologia tanto abusata da politici, lobbies del settore e media, senza verificare, con dati concreti, i tempi e i costi per le applicazioni industriali. Così dando l’impressione che siano poco al di fuori della porta e generando illusioni.

Ciò premesso,  la questione della sicurezza rimane comunque il problema principale da risolvere per un ampio sviluppo del nucleare, come quello delle scorie.

La soluzione di quest’ultimo persegue due filoni paralleli. La realizzazione di depositi in siti geologicamente stabili, come scelto ed effettuato in Finlandia[1][1bis] e, a tal fine, una cooperazione internazionale è indispensabile.  E la costruzione di gruppi di reattori che assicurino nel medio, lungo periodo una produzione di scorie praticamente nulle, dove parte dei reattori siano in grado di essere alimentati dalle scorie degli altri, con il risultato di minimizzare nel complesso la produzione di nuove scorie specie ad alta radioattività.

C’è poi un ulteriore problema, quello della riduzione del costo del kWhe che accompagna  le varie dichiarazioni sulle nuove tecnologie. Un aspetto non di poco conto, visto che in alcuni casi non si è verificato, come detto precedentemente, e che è fondamentale definire sulla base dell’esperienza di prototipi sovvenzionati collegati alla rete.

Riferendosi al breve periodo, per accelerare una maggior penetrazione del nucleare, c’è la questione dei possibili fornitori  di impianti nucleari convenzionali di III Generazione e III+,  da non trascurare per attuare soluzioni meno rischiose per tempi e costi. Vari reattori di III generazione e III+ hanno passato l’esperienza del FOAK (First Of A Kind), hanno impianti in funzione e in costruzione utilizzando supply chains consolidate rispetto alle nuove tecnologie sopra menzionate e in fase di ricerca e sviluppo che ha visto recentemente il fallimento (vedi SMR) di alcuni progetti FOAK ritenuti i primi ad entrare in servizio a livello mondiale.

La Russia, con la realizzazione oggi del 45% degli impianti in costruzione nel mondo, è in prima fila come possibile fornitore di impianti di III generazione e III+ ora, ma la attuale situazione geopolitica non la vede certamente un candidato possibile in gran parte del mondo occidentale. Questo, nonostante detenga una grande esperienza pure in reattori di IV generazione e sia, come detto, il primo paese ad avere messo in esercizio degli SMR. Segue la Cina, che è il più grande realizzatore di reattori e che, avendo introitato varie tecnologie con accordi per realizzazioni locali,  sta iniziando una forte campagna  di esportazione a prezzi concorrenziali, ma senza includere, per il momento, il ritiro delle scorie,  come fanno i russi, e avendo iniziato anche lei realizzazioni nel campo Generation IV e SMR. Nel mondo occidentale sono presenti EdF (con le realizzazioni in corso in Inghilterra e programmate localmente in Francia e in promozione all’estero anche con un SMR), Westinghouse Toyota, GE Hitachi ed i Sud Coreani, che hanno conquistato il grande progetto di 4 reattori negli Emirati Arabi entrati in servizio senza grossi ritardi e sovraccosti.

Nel campo degli SMR, inoltre, ci si trova di fronte ad una pletora di nuovi possibili fornitori che hanno investito, sfruttando sovvenzioni locali di USA, Inghilterra, Canada e altri, e stanno proponendosi con offerte allettanti in vari paesi, offerte da verificare nei fatti, tuttavia, considerando gli  esempi di non successo.

Venendo alla UE dove, con una quota del 21%, il nucleare è la prima fonte energetica nella produzione di elettricità [3], è fondamentale rimuovere posizioni pregiudiziali e ritornare alla razionalità, come si è verificato in Belgio e Olanda sulla non chiusura del nucleare esistente; una sicura estensione della vita di centrali ammortate porterebbe a valori dei costi del kWhe imbattibili,  favorendo tutte le applicazioni di elettricità carbon free nei trasporti, edifici civili, produzione di idrogeno verde, ecc. di cui si è già detto.

Occorre un riesame delle regole del mercato elettrico che introducano elementi atti a promuovere lo sviluppo più economico della decarbonizzazione e non penalizzi impropriamente alcune tecnologie. Come nel caso della filiera nucleare, che determina con nuovi impianti forse prezzi di produzione locale del kWhe più alti di quelli generati dalle rinnovabili, peraltro  aleatorie, le quali  comportano comunque la costosa fornitura dei numerosi servizi addizionali richiesti  dall’eolico e dal fotovoltaico sopra menzionati.

Un ultimo aspetto da affrontare per il rilancio del nucleare è la diversificazione delle fonti di approvvigionamento di combustibili fissili e il loro arricchimento, che appare comunque indispensabile. Questo alla luce della situazione attuale di una completa importazione dell’UE, che vede sì il 30% circa proveniente da Canada e Australia e circa il 23% sia  da Kazakistan e Niger, ma ben il 20% dalla Russia, per oltre 15 reattori, in Repubblica Ceca, Ungheria, Slovacchia e Finlandia.

Venendo all’Italia, nel 2010, il governo Berlusconi ha proposto il rilancio delle attività propedeutiche alla produzione elettronucleare con l’emanazione nel 2010 di un  decreto legislativo con “le procedure realizzative di nuovi impianti di produzione di energia elettrica nucleare e fabbricazione di combustibile nucleare, nonché la procedura per la localizzazione, l’autorizzazione e la costruzione del Deposito nazionale dei rifiuti radioattivi e del combustibile nucleare” per superare il bando all’energia nucleare causato dal referendum del 1987 a seguito dell’incidente di Cernobyl. Ma il  referendum del giugno 2011 a seguito dell’incidente alla centrale nucleare di Fukushima ha sancito l’abbandono dello sviluppo nucleare in Italia per la produzione di energia elettrica e l’agenzia per l’energia nucleare non è mai diventata operativa mentre il decreto istitutivo è stato annullato dal governo Monti.

A parte la essenzialità, per richiamare investimenti per possibili nuovi impianti nucleari, di una legislazione chiara per gli aspetti sopra citati, con il ristabilimento di un’agenzia nucleare adeguatamente staffata con personale in numero adeguato ed esperto, il rilancio del nucleare avrà una possibilità di successo solo a seguito di una chiara campagna di informazione della popolazione, corretta ed efficace, sugli aspetti negativi e positivi del nucleare,  basata su numeri e fatti che portino ad una  significativa e consapevole maggioranza di un sì al nucleare; un’errata e sterile diatriba su “nucleare o rinnovabili”  è priva di senso e si deve dire “nucleare a supporto della crescita in alleanza con le rinnovabili per una decarbonizzazione efficace, tecnologicamente neutrale e fattibile ai minimi costi”.

In tale prospettiva, ha senso una partecipazione alle ricerche con altri paesi sulle nuove tecnologie del nucleare, oltre che una seria analisi sul mercato dei reattori attuali di III Generazione e III Generazione +, in termini di costi e affidabilità delle forniture da poter applicare in un orizzonte temporale non solo di lungo periodo;  ma il problema di fondo resta una modifica di una posizione a volte puramente ideologica, avversa al nucleare, visto da alcuni come un possibile “nemico” delle rinnovabili. Come detto è necessario dar corso a  una campagna seria di informazione e dibattiti, basati non su slogans, ma su dati e fatti corretti e concreti, ed  è essenziale  iniziare al più presto. Perché l’inserimento del nucleare nel paese non ha senso per una  o poche centrali di bandiera, ma va concepito all’interno di una visione globale del sistema energetico, con chiare definizioni e accordi sulla localizzazione delle centrali, coinvolgendo le regioni ed i comuni da identificare. Quel che serve è un superamento delle ideologie e degli interessi particolari contrapposti verso una visione razionale e superpartes che traguardi l’interesse nazionale.

 

BIBLIOGRAFIA

[0] Alessandro Clerici, “Uso civile del nucleare nel mondo: situazione ad aprile 2024  e aspettative”, la Termotecnica, maggio 2024.

[1] Alessandro Clerici, “Il nucleare per usi civili: passato, presente e futuro ancora dipendente dalla Russia?”, La Termotecnica, n.1/23, gennaio-febbraio 2023.

[1 bis] Alessandro Clerici “Il Nucleare per Usi Civili: Passato, Presente. E Futuro?”, 27-03-2023, https://astrolabio.amicidellaterra.it/node/2925,  e “Le Tecnologie del Nucleare Futuro: Problemi e Opportunità”,17-04-2023, https://astrolabio.amicidellaterra.it/node/2939

[2] IAEA, https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx   al 21/044/24.

[3] Alessandro Clerici, “Transizione energetica: contributi e tendenze delle differenti aree, ruolo della UE e impatto sull’Italia”, La Termotecnica, n. 3/24, aprile 2024.

[4] World Nuclear Association  https://www.world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/nuclear-power-reactors/small-nuclear-power-reactors.aspx, febbraio 2024.

[5] Alessandro Dodaro e Mariano Tarantino, “Il nucleare di nuova generazione”, ENEA, Energia, ambiente e innovazione 3/2023.

[6] Stephane Sarrade, “Overview of Generation IV International Forum (GIF) and Generation IV concepts, 2023.