Il governo punta a un nucleare complementare alle rinnovabili. Peccato sia già stato bocciato
Commenti
Nel ddl 2669 del governo sul nucleare “sostenibile” in discussione alla Camera dei Deputati in questi giorni, una delle ragioni a sostegno del ritorno dell’atomo in Italia dopo due referendum abrogativi viene individuata nella presunta necessità di fornire il supporto di centrali nucleari come carico di base (baseload) a sistemi avanzati di fonti rinnovabili variabili (VRE), dove per VRE si intendono le reti solari ed eoliche su larga scala integrate negli anni a venire con batterie e pompaggi.
L’uso combinato delle due tecnologie – rinnovabili e nucleare – sarebbe cioè finalizzato a creare sistemi elettrici decarbonizzati e a basso costo, fornendo una generazione stabile (quella nucleare) per bilanciare l’intermittenza di sole e vento. In sostanza, il ddl 2669 propone un nucleare “complementare” alle rinnovabili per garantire – così viene dichiarato – stabilità e sicurezza alla fornitura e contenimento dei costi.
Una prospettiva, quella dell’impiego di reattori a fissione in funzione di baseload, che non potrebbe essere tradotta in realtà prima di 15-20 anni effettivi e che dovrebbe favorire un nucleare – cosiddetto “sostenibile” – inserito in una rete europea già fortemente interconnessa, con grande penetrazione di solare, eolico e batterie, come nello scenario al 2045 delineato da Esys (Energy Systems of the Future), uno studio commissionato dalle accademie tedesche a cui faccio riferimento. Ma proprio questo studio documentatissimo boccia irreparabilmente la complementarietà tra nucleare e rinnovabili.
Lo studio Esys ha infatti analizzato il ruolo delle centrali a baseload (intendendo con questo termine impianti progettati per operare in modo continuo e stabile 24 ore su 24, coprendo il fabbisogno minimo di energia elettrica richiesto dalla rete) in un sistema energetico europeo completamente decarbonizzato entro il 2045. I risultati indicano che un sistema basato principalmente su VRE, supportato da flessibilità della domanda, interconnessioni di rete e tecnologie di accumulo, è tecnicamente robusto ed economicamente sostenibile senza la necessità di nuove capacità baseload, né atomiche né a gas a sequestro di CO2.
Infatti, le centrali di baseload, come quelle nucleari, potrebbero anche essere integrate nei sistemi energetici futuri, ma il loro impatto sui costi complessivi del sistema risulterebbe marginale. Inoltre, la loro competitività economica dipenderebbe da una significativa riduzione dei costi operativi e di investimento, che al momento appare improbabile.
Nello specifico è stato evidenziato come le centrali a baseload potrebbero essere competitive solo se i loro costi di capitale (Capex) e i costi livellati dell’energia (Lcoe) raggiungessero livelli molto bassi, oggi impossibili. Per il Capex, se il costo di costruzione supera i 15.000 €/kW, nessuna nuova capacità baseload sarebbe conveniente economicamente da integrare nel sistema. Anche un Capex di 10.000 €/kW risulta non competitivo se associato a costi operativi variabili elevati come nel caso del normale nucleare da fissione.
Per il Costo Livellato dell’Energia (Lcoe) la soglia massima di competitività per le centrali a baseload sarebbe di circa 80 €/MWh e, per ottenere un’espansione significativa, i costi dovrebbero scendere a livelli di circa 40 €/MWh, un valore considerato irrealistico in base alle attuali strutture di costo del nucleare.
Nel caso del nucleare da fissione i progetti più recenti hanno infatti registrato costi di costruzione elevati (10.000-15.000 €/kW) e ritardi significativi. A livelli di Lcoe più elevati (ad esempio, 80 €/MWh), la capacità di baseload diventa non competitiva rispetto alla VRE e nel caso del nucleare dove Lcoe sale oltre i 110€/MWh non se ne parla proprio.
Anche le promesse dei reattori modulari (Smr) rimangono teoriche, senza prototipi commerciali e, comunque, anche nelle previsioni dello studio qui preso in considerazione, ancor più fuori gioco dei reattori a grande dimensione.
Da ultimo, va detto che la redditività di un eventuale baseload dipende da un ampio ricorso all’elettrolisi per l’idrogeno, necessaria a garantire un alto utilizzo dei reattori nei tempi in cui l’elettricità da loro prodotta non sia richiesta dalla rete cui fanno da baseload. Ma sia i costi futuri che i fattori di capacità per l’elettrolisi sono tuttora molto incerti.
Anzi, l’idrogeno appare più efficiente come accumulo — anche stagionale — per assorbire gli eccessi delle rinnovabili, piuttosto che come stampella per alti utilizzi di impianti nucleari, di per sé poco flessibili e costretti a funzionare per il pieno di ore all’anno per contenere l’Lcoe al variare del tempo di funzionamento.
In conclusione: mentre le fonti rinnovabili, supportate da flessibilità e accumulo, rimangono la soluzione più economica e scalabile, le centrali a baseload non sono essenziali per un sistema energetico decarbonizzato e sicuro. La loro competitività economica è limitata, come esposto, da costi elevati e da incertezze tecnologiche, che potrebbero limitare seriamente e irrecuperabilmente la capacità di adattarsi alle nuove tecnologie rinnovabili in espansione.
