Energia Nucleare: Pro e Contro a livello Economico ed Ecologico

• L’energia nucleare è competitiva in termini di costi rispetto ad altre forme di produzione di elettricità, tranne nei casi in cui vi sia accesso diretto a combustibili fossili a basso costo.
• I costi del carburante per le centrali nucleari sono una proporzione minore dei costi totali di generazione, sebbene i costi di capitale siano maggiori di quelli per gli impianti a carbone e molto maggiori di quelli per gli impianti a gas.
• I costi di sistema per l’energia nucleare (così come per la produzione di carbone e gas) sono molto inferiori a quelli delle rinnovabili intermittenti.
• Fornire incentivi per investimenti a lungo termine e ad alto capitale nei mercati deregolamentati guidati da segnali di prezzo a breve termine rappresenta una sfida per garantire un sistema di approvvigionamento elettrico diversificato e affidabile.
• Nel valutare l’economia dell’energia nucleare, i costi di smantellamento e smaltimento dei rifiuti sono presi pienamente in considerazione.
• La costruzione di centrali nucleari è tipica dei grandi progetti infrastrutturali in tutto il mondo, i cui costi e le sfide di consegna tendono a essere sottovalutati.
• Questa è vista come una fonte di energia utile per la transizione ecologica anche da famosi ambientalisti quali Bill Gates ed Greta Thumberg.

La valutazione dei costi relativi di nuovi impianti di generazione che utilizzano tecnologie diverse è una questione complessa e i risultati dipendono in modo cruciale dalla posizione. Il carbone è, e probabilmente rimarrà, economicamente attraente in paesi come la Cina e l’Australia, purché le emissioni di carbonio siano gratuite o non completamente calcolate. Il gas è anche competitivo per l’energia di base in molti luoghi, in particolare utilizzando impianti a ciclo combinato.

Le centrali nucleari sono costose da costruire ma relativamente economiche da gestire. In molti luoghi, l’energia nucleare è competitiva con i combustibili fossili come mezzo di generazione di elettricità. I costi di smaltimento e smantellamento dei rifiuti sono generalmente interamente inclusi nei costi operativi. Se si tiene conto anche dei costi sociali, sanitari e ambientali dei combustibili fossili, la competitività del nucleare è migliore.

La metrica economica di base per qualsiasi impianto di generazione è il costo livellato dell’elettricità (LCOE) . È il costo totale per costruire e far funzionare una centrale elettrica durante il suo ciclo di vita diviso per la produzione totale di elettricità inviata dall’impianto in quel periodo, quindi in genere il costo per megawattora. Tiene conto dei costi di finanziamento della componente capitale (non solo del costo “overnight”).

Su base livellata ( cioè a vita), l’energia nucleare è una fonte economica di generazione di elettricità, che combina i vantaggi della sicurezza, dell’affidabilità e delle emissioni di gas serra molto basse. Gli impianti esistenti funzionano bene con un alto grado di prevedibilità. Il costo di esercizio di questi impianti è inferiore a quasi tutti i concorrenti a combustibili fossili, con un rischio di inflazione dei costi di esercizio molto basso. Gli impianti dovrebbero ora funzionare per 60 anni e anche di più in futuro. I principali rischi economici per gli impianti esistenti risiedono negli impatti della generazione sovvenzionata intermittente rinnovabile ea gas a basso costo. Il rischio politico di una tassazione più elevata, specificamente nucleare, si aggiunge a questi rischi.

La World Nuclear Association ha pubblicato Nuclear Power Economics and Project Structuring all’inizio del 2017. Il rapporto rileva che l’economia delle nuove centrali nucleari è fortemente influenzata dal loro costo di capitale, che rappresenta almeno il 60% del loro LCOE ( Costo dell’elettricità per fonte ) . Gli interessi passivi e il periodo di costruzione sono variabili importanti per determinare il costo complessivo del capitale. L’escalation dei costi di capitale nucleare in alcuni paesi, più apparente che reale data la scarsità di costruzione di nuovi reattori nei paesi dell’OCSE e l’introduzione di nuovi progetti, ha raggiunto il picco secondo il parere dell’Agenzia internazionale per l’energia (IEA). Nei Paesi in cui sono stati mantenuti programmi di sviluppo continuo, i costi di capitale sono stati contenuti e, nel caso della Corea del Sud, addirittura ridotti. Negli ultimi 15 anni i periodi di costruzione medi globali sono diminuiti. Una volta costruita una centrale nucleare,

Nei mercati dell’energia elettrica all’ingrosso liberi la giustificazione economica per qualsiasi investimento di capitale è diminuita mentre l’effettiva necessità aumenta a causa dell’invecchiamento degli impianti esistenti. L’AIE fa notare che all’inizio del secolo un terzo degli investimenti in energia elettrica è confluito in mercati liberalizzati esposti all’incertezza dei prezzi all’ingrosso, mentre due terzi sono andati in mercati regolamentati con una certa garanzia di rendimento del capitale. Nel 2014 solo il 10% degli investimenti è stato diretto nei mercati liberalizzati. Ciò ha richiesto urgenti revisioni da parte dei governi preoccupati per la sicurezza energetica a medio termine. Tutte le centrali nucleari in funzione sono state costruite da governi o servizi pubblici regolamentati in cui le entrate a lungo termine e il recupero dei costi erano praticamente certi. Alcuni di questi stabilimenti, soprattutto nel Regno Unito e negli Stati Uniti, si trovano ora in un ambiente di mercato deregolamentato.

I servizi pubblici e regolamentati effettuano investimenti in attività di generazione, spendono denaro per il carburante e il funzionamento delle centrali elettriche e prendono decisioni sul ritiro delle attività esistenti. Queste decisioni si basano su processi di pianificazione a lungo termine focalizzati sull’assicurare un funzionamento affidabile riducendo al minimo i costi totali nel lungo termine. In un mercato deregolamentato, un generatore commerciale dipende dal mercato intrinsecamente a breve termine e spesso volatile per le sue entrate, mettendo a rischio l’operatore; e lo sviluppatore di un nuovo impianto deve affrontare una notevole incertezza a causa del maggiore rischio di completamento. È necessario il sostegno del governo per mitigare questi rischi e rendere bancabili i nuovi progetti.

Un ulteriore aspetto economico è il costo di sistema per far sì che la fornitura da qualsiasi fonte soddisfi la domanda effettiva dalla rete. Il costo del sistema è minimo con fonti come il nucleare, ma diventa un fattore per le rinnovabili intermittenti la cui produzione dipende da input occasionali eolici o solari. Se la quota di tali energie rinnovabili aumenta al di sopra di una percentuale nominale del totale, i costi del sistema aumentano in modo significativo e superano prontamente il costo effettivo di generazione da tali fonti. Questo è modellato in uno studio dell’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE del 2019 e molto evidente in Germania, ed è una considerazione importante al di là dell’LCOE nel confronto delle fonti (vedere la sezione seguente su Altri costi ).

 

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Valutare i costi del nucleare

L’economia dell’energia nucleare implica la considerazione di diversi aspetti:

• Costi di capitale , che includono i costi di preparazione del sito, costruzione, produzione, messa in servizio e finanziamento di una centrale nucleare. La costruzione di un reattore nucleare su larga scala richiede migliaia di lavoratori, enormi quantità di acciaio e cemento, migliaia di componenti e diversi sistemi per fornire elettricità, raffreddamento, ventilazione, informazione, controllo e comunicazione. Per confrontare diverse tecnologie di generazione di energia i costi di capitale devono essere espressi in termini di capacità di generazione dell’impianto (ad esempio in euro per kilowatt). I costi di capitale possono essere calcolati con i costi di finanziamento inclusi o esclusi. Se sono inclusi i costi di finanziamento, i costi di capitale cambiano sostanzialmente per il nucleare in relazione ai tempi di costruzione dell’impianto e al tasso di interesse e/o alla modalità di finanziamento utilizzata.
• Costi di esercizio dell’impianto, che includono i costi di carburante, funzionamento e manutenzione (O&M) e un accantonamento per finanziare i costi di disattivazione dell’impianto e il trattamento e lo smaltimento del combustibile usato e dei rifiuti. I costi di esercizio possono essere suddivisi in ‘costi fissi’ che si sostengono indipendentemente dal fatto che l’impianto produca o meno energia elettrica e ‘costi variabili’, che variano in relazione alla produzione. Normalmente questi costi sono espressi rispetto ad un’unità di energia elettrica (ad esempio, centesimi per kilowattora) per consentire un confronto coerente con altre tecnologie energetiche. Per calcolare il costo di esercizio di un impianto durante l’intero ciclo di vita (compresi i costi di smantellamento e gestione del combustibile usato e dei rifiuti), dobbiamo stimare il costo “livellato” al valore attuale.
• Costi esterni alla società dall’operazione, che nel caso del nucleare di solito si presume pari a zero, ma potrebbe includere i costi per affrontare un incidente grave che sono oltre il limite assicurativo e in pratica devono essere sostenuti dal governo. Le normative che controllano l’energia nucleare richiedono tipicamente al gestore dell’impianto di prevedere uno smaltimento di eventuali rifiuti, quindi questi costi sono ‘internalizzati’ come parte dei costi operativi (e non sono esterni). La produzione di energia elettrica da combustibili fossili non è regolamentata allo stesso modo, e quindi i gestori di tali centrali termiche non internalizzano ancora i costi delle emissioni di gas serra o di altri gas e particolato immessi in atmosfera.
• Altri costi come i costi di sistema e le tasse specifiche per il nucleare.

Ciascuno di questi aspetti è considerato di seguito.

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Costi di capitale

I costi sono sostenuti durante la costruzione dell’impianto di generazione e comprendono le spese per le attrezzature, l’ingegneria e la manodopera necessarie, nonché il costo del finanziamento dell’investimento.

Il costo overnight è il costo del capitale al netto degli oneri finanziari maturati durante il periodo di costruzione. Il costo notturno include i costi di ingegneria, approvvigionamento e costruzione (EPC), i costi dei proprietari (terreni, infrastrutture di raffreddamento, edifici associati, lavori di cantiere, centrali elettriche, gestione del progetto, licenze, ecc. ) e varie contingenze. Circa l’80% del costo notturno è relativo ai costi EPC, di cui circa il 70% costituito da costi diretti (attrezzatura fisica dell’impianto con manodopera e materiali per assemblarli) e il 30% costi indiretti (ingegneria di supervisione e costi di manodopera di supporto con alcuni materiali) . Il restante 20% del costo notturno è per gli imprevisti ei costi dei proprietari (essenzialmente il costo dei sistemi di test e del personale di formazione).

Il costo di costruzione/investimento  è il costo del capitale comprensivo di tutti gli elementi del costo del capitale (ad es.  costo notturno, aumento dei costi e oneri finanziari). Il costo di costruzione è espresso nelle stesse unità del costo notturno ed è utile per identificare il costo totale di costruzione e per determinare gli effetti dei ritardi di costruzione. In generale, i costi di costruzione delle centrali nucleari sono notevolmente superiori a quelli delle centrali a carbone oa gas a causa della necessità di utilizzare materiali speciali e di incorporare sofisticate caratteristiche di sicurezza e apparecchiature di controllo di riserva. Questi contribuiscono in gran parte al costo della generazione nucleare, ma una volta costruito l’impianto i costi operativi dell’impianto sono minori.

Il costo del finanziamento è l’onere per interessi sul debito, dettato dal periodo di costruzione e dal tasso di interesse applicabile.

Il tempo di costruzione di una centrale nucleare è di solito preso come la durata tra il getto del primo “calcestruzzo nucleare” e la connessione alla rete. Lunghi periodi di costruzione aumenteranno i costi di finanziamento e in passato lo hanno fatto in modo molto significativo. Tra le tecnologie di generazione elettrica, il costo del finanziamento è particolarmente importante per l’economia complessiva delle centrali nucleari a causa del profilo della spesa in conto capitale. Le centrali nucleari sono più complesse di altre centrali di produzione di energia su larga scala, e quindi richiedono più capitale e possono richiedere più tempo per la costruzione. Tipicamente una centrale nucleare impiegherà più di cinque anni per la costruzione, mentre gli impianti alimentati a gas naturale sono spesso costruiti in circa due anni. Una volta in funzione,

Il costo del capitale è in genere una componente chiave del costo complessivo del capitale dei progetti di energia nucleare. In un lungo periodo di costruzione, durante il quale non ci sono flussi di entrate dal progetto, gli interessi sui fondi presi in prestito possono accumularsi in importi molto significativi. In un business plan, il costo del capitale viene spesso calcolato a vari tassi di sconto per scoprire se le spese in conto capitale possono essere recuperate. Se il costo del capitale è elevato, la spesa in conto capitale aumenta in modo sproporzionato e può compromettere la fattibilità del progetto.

 

 

L’edizione 2020 del rapporto World Nuclear Supply Chain della World Nuclear Association ha tabulato due disaggregazioni dei costi di capitale, per attività e in termini di lavoro, beni e materiali:

 

 

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L’aumento  dei costi di capitale

Con relativamente poche centrali nucleari costruite in Nord America e in Europa occidentale negli ultimi due decenni, la quantità di informazioni sui costi di costruzione di centrali nucleari moderne è alquanto limitata. Il passaggio ai reattori di terza generazione ha aggiunto ulteriore incertezza. Anche altre tecnologie di generazione non nucleare mostrano variazioni, così come i principali progetti infrastrutturali come strade e ponti, a seconda di dove vengono costruiti. Tuttavia, la variazione è particolarmente cruciale per la generazione di energia elettrica poiché la sua economia dipende così tanto dalla minimizzazione del costo dell’investimento di capitale, che deve essere trasferito sui consumatori, a differenza di strade, ponti e dighe che di solito sono meno complesse.

Il calcolo dell’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE (NEA) del costo notturno per una centrale nucleare costruita nell’OCSE è passato da circa 1900 $/kWe alla fine degli anni ’90 a $ 3850/kWe nel 2009. Nel rapporto 2020 Projected Costs of Generating Electricity , i costi overnight variavano da 2157/kWe dollari in Corea del Sud a 6920/kWe dollari in Slovacchia. Per la Cina, la cifra era di  2500/kWe dollari. I dati LCOE assumendo un fattore di capacità dell’85% variavano da  27/MWh dollari in Russia a 61 dollari per MWh in Giappone a un tasso di sconto del 3%, da  42 dollari per MWh (Russia) a  102 dollari per MWh (Slovacchia) a un tasso di sconto del 7%, e da  57 dollari per MWh (Russia) a  146 dollari per MWh (Slovacchia) con uno sconto del 10%.

Il rapporto NEA del 2020 fa un punto importante per quanto riguarda LCOE: “Con un tasso di sconto del 3%, il nucleare è l’opzione più economica per tutti i paesi. Tuttavia, coerentemente con il fatto che le tecnologie nucleari sono ad alta intensità di capitale rispetto al gas naturale o al carbone, il costo del nucleare aumenta in modo relativamente rapido all’aumentare del tasso di sconto. Di conseguenza, con un tasso di sconto del 7% il valore mediano del nucleare è vicino al valore mediano del carbone [ma inferiore al gas nei CCGT], e con un tasso di sconto del 10% il valore mediano del nucleare è superiore a quello del o CCGT o carbone. Questi risultati includono un costo del carbonio di  30 dollari per tonnellata, nonché variazioni regionali nei presunti costi del carburante”.

La US Energy Information Administration (EIA) ha calcolato che, a valori costanti del 2002, il costo di una centrale nucleare costruita negli Stati Uniti è cresciuto da $ 1500 dollari per kWe all’inizio degli anni ’60 a 4000 dollari kWe a metà degli anni ’70. L’EIA ha citato i maggiori requisiti normativi (comprese le modifiche progettuali che hanno richiesto il retrofit degli impianti con attrezzature modificate), i problemi di licenza, i problemi di gestione del progetto e la stima errata dei costi e della domanda come fattori che hanno contribuito all’aumento durante gli anni ’70. Il suo rapporto del 2020,

Ci sono anche variazioni significative nei costi di capitale per paese, in particolare tra le economie industriali emergenti dell’Asia orientale ei mercati maturi dell’Europa e del Nord America. Le variazioni hanno una varietà di spiegazioni, tra cui: costi differenziali del lavoro; maggiore esperienza nella recente costruzione di reattori; economie di scala dalla costruzione di più unità; e gestione semplificata delle licenze e dei progetti all’interno di grandi progetti di ingegneria civile.

L’organismo di controllo nazionale francese, la Cour des Comptes, ha affermato nel 2012 che i costi di capitale durante la notte per la costruzione di centrali nucleari sono aumentati nel tempo da 1070 €/kWe (a prezzi del 2010) quando il primo dei 58 PWR attualmente in funzione è stato costruito a Fessenheim (messa in servizio nel 1978) a 2060 €/kWe quando Chooz 1&2 sono stati costruiti nel 2000, e ad un progetto di € 3700/kWe per l’EPR di Flamanville. Si può sostenere che gran parte di questa escalation si riferisce alla minore entità del programma entro il 2000 (rispetto a quando i francesi stavano commissionando 4-6 nuovi PWR all’anno negli anni ’80) e al conseguente fallimento nel realizzare economie in serie. Il programma francese mostra anche probabilmente che l’organizzazione industriale e la standardizzazione di una serie di reattori ha permesso di tenere sotto controllo i costi di costruzione, i tempi di costruzione e i costi di esercizio e manutenzione. Il costo totale dell’investimento notturno del programma francese PWR ammontava a meno di 85 miliardi di euro ai prezzi del 2010. Se diviso per la capacità totale installata (63 GW), il costo medio notturno è di 1335 €/kW. Questo è molto in linea con i costi che venivano poi forniti dai produttori. Nel 2019 EDF ha stimato che il costo di costruzione di sei unità EPR2 in Francia alla fine degli anni 2020 sarebbe stato di almeno 56 miliardi di euro, quindi circa 5700 euro/kW.

In diversi paesi, in particolare nel Regno Unito, c’è una tendenza verso un maggiore coinvolgimento dei fornitori nei progetti di finanziamento, ma con l’intenzione di rinunciare al capitale una volta che l’impianto è in funzione.

In Cina si stima che la costruzione di due reattori identici da 1000 MWe in un sito possa comportare una riduzione del 15% del costo per kW rispetto a quello di un singolo reattore.

Uno studio del 2016 del The Breakthrough Institute sui ha presentato nuovi dati per i costi di costruzione nucleare durante la notte in sette paesi. Sono emerse alcune conclusioni in contrasto con la letteratura passata. Mentre diversi paesi, in particolare gli Stati Uniti, mostrano costi crescenti nel tempo, altri paesi mostrano costi più stabili a lungo termine e i costi diminuiscono in periodi specifici della loro storia tecnologica. Un paese, la Corea del Sud, ha registrato una riduzione dei costi di costruzione sostenuta durante tutta la sua esperienza nel campo dell’energia nucleare. Le variazioni nelle tendenze mostrano che le esperienze pionieristiche degli Stati Uniti o persino della Francia non sono necessariamente gli esempi migliori o più rilevanti della storia dei costi nucleari. Questi risultati hanno mostrato che non è previsto un tasso di apprendimento singolo o intrinseco per la tecnologia nucleare, né alcuna tendenza prevista dei costi. L’evoluzione dei costi sembra dipendere da diversi fattori. La grande variazione nelle tendenze dei costi e tra i diversi paesi, anche con tecnologie di reattori nucleari simili, suggerisce che fattori di costo diversi dall’apprendimento attraverso l’azione hanno dominato l’esperienza della costruzione dell’energia nucleare e dei suoi costi. Fattori come la struttura dell’utilità, le dimensioni del reattore, il regime normativo e la collaborazione internazionale possono avere un effetto maggiore. Pertanto, sarebbe sconsigliabile trarre conclusioni solide sui futuri costi dell’energia nucleare sulla base dell’esperienza di un paese, in particolare l’esperienza degli Stati Uniti negli anni ’70 e ’80. regime normativo e la collaborazione internazionale possono avere un effetto maggiore. Pertanto, sarebbe sconsigliabile trarre conclusioni solide sui futuri costi dell’energia nucleare sulla base dell’esperienza di un paese, in particolare l’esperienza degli Stati Uniti negli anni ’70 e ’80. regime normativo e la collaborazione internazionale possono avere un effetto maggiore. Pertanto, sarebbe sconsigliabile trarre conclusioni solide sui futuri costi dell’energia nucleare sulla base dell’esperienza di un paese, in particolare l’esperienza degli Stati Uniti negli anni ’70 e ’80.

Costi di esercizio dell’impianto

I costi operativi includono il costo del carburante e di funzionamento e manutenzione (O&M). I dati sul costo del carburante includono la gestione del carburante usato e lo smaltimento finale dei rifiuti.

La quota della spesa per combustibili sui costi totali varia ampiamente tra le tecnologie: mentre gli impianti nucleari sono caratterizzati da investimenti elevati ma costi del combustibile relativamente bassi, questo rapporto è tipicamente invertito nel caso degli impianti a gas naturale.

I bassi costi del combustibile hanno fin dall’inizio dato all’energia nucleare un vantaggio rispetto alle centrali a carbone ea gas. L’uranio, tuttavia, deve essere lavorato, arricchito e fabbricato in elementi di combustibile, che rappresentano circa la metà del costo totale del combustibile. Nella valutazione dell’economia dell’energia nucleare, devono essere prese in considerazione anche la gestione del combustibile usato radioattivo e lo smaltimento finale di questo combustibile usato o dei rifiuti da esso separati. Ma anche con questi inclusi, i costi totali del combustibile di una centrale nucleare nell’OCSE sono in genere da un terzo a metà di quelli per una centrale a carbone e tra un quarto e un quinto di quelli per una centrale a gas impianto a ciclo combinato.

L’OCSE-NEA ha calcolato che l’LCOE degli impianti nucleari è solo leggermente influenzato da una variazione del 50% dei costi del carburante (in entrambe le direzioni) a causa del loro elevato rapporto tra costi fissi e variabili. Comparativamente, l’economia del gas naturale (CCGT) e degli impianti a carbone è più sensibile alle variazioni del costo del carburante, con LCOE che cambiano rispettivamente di circa il 7% e il 4% per ogni variazione del 10% del prezzo del carburante.

Costo del ciclo del carburante front-end di 1 kg di uranio come carburante UO 2

* I prezzi sono approssimativi e aggiornati a settembre 2021.
Con un consumo di 45.000 MWd/t questo dà 360.000 kWh di elettricità per kg, quindi il costo del carburante = 0,33 ¢/kWh.

I costi del carburante sono un’area di efficienza in costante aumento e riduzione dei costi. Ad esempio, negli Stati Uniti, secondo il Nuclear Energy Institute, i costi del carburante sono diminuiti del 23% tra il 2012 e il 2019.

L’uranio ha il vantaggio di essere una fonte di energia altamente concentrata, facilmente ed economicamente trasportabile. Le quantità necessarie sono molto inferiori a quelle del carbone o del petrolio. Un chilogrammo di uranio naturale produrrà circa 20.000 volte più energia della stessa quantità di carbone. È quindi intrinsecamente un bene molto portatile e commerciabile.

L’impatto della variazione isolata del prezzo dell’uranio è mostrato di seguito in un esempio lavorato di un tipico impianto statunitense, assumendo che non vi siano alterazioni nel saggio delle code nell’impianto di arricchimento.

 

 

Raddoppiare il prezzo dell’uranio (diciamo da  25 a  50 dollari per lb U 3 O 8 ) porta il costo del carburante da 0,50 a 0,62 /kWh, un aumento di un quarto, e il costo previsto di generazione dei migliori impianti statunitensi da 1,3 ¢/kWh a 1,42 ¢/kWh (un aumento di quasi il 10%). Quindi, sebbene vi sia un certo impatto, è minore, soprattutto rispetto all’impatto dei prezzi del gas sull’economia degli impianti di produzione di gas. In questi, il 90% dei costi marginali può essere carburante. Solo se i prezzi dell’uranio saliranno al di sopra di $ 100 per lb U 3 O 8  ($ 260/kgU) e vi resteranno per un periodo prolungato (il che sembra molto improbabile), l’impatto sui costi della generazione nucleare sarà considerevole.

Tuttavia, per le centrali nucleari che operano in mercati dell’energia competitivi dove è impossibile trasferire eventuali aumenti dei prezzi del carburante ( cioè l’utilità è un prezzo da pagare), i prezzi più alti dell’uranio ridurranno la redditività aziendale. Eppure i costi del carburante sono rimasti relativamente stabili nel tempo: l’aumento del prezzo mondiale dell’uranio tra il 2003 e il 2007 si è aggiunto ai costi di generazione, ma i costi di conversione, arricchimento e fabbricazione del carburante non hanno seguito la stessa tendenza.

Per i futuri nuovi impianti nucleari, la componente combustibile è ancora meno significativa (vedi sotto). Il tipico costo del combustibile nucleare front-end è in genere solo il 15-20% del totale, rispetto al 30-40% per il funzionamento degli impianti nucleari.

Ci sono altri possibili risparmi. Ad esempio, se il combustibile usato viene riprocessato e il plutonio e l’uranio recuperati vengono utilizzati come combustibile a ossidi misti (MOX), è possibile estrarre più energia. I costi per raggiungere questo obiettivo sono elevati, ma sono compensati dal combustibile MOX che non necessita di arricchimento e in particolare dalla minore quantità di rifiuti ad alta attività prodotti alla fine. Sette gruppi di combustibili UO ₂ danno origine a un gruppo MOX più alcuni rifiuti ad alta attività vetrificati, con conseguente solo circa il 35% del volume, della massa e dei costi di smaltimento.

Questo ‘back-end’ del ciclo del combustibile, compreso lo stoccaggio o lo smaltimento del combustibile usato in un deposito di rifiuti, contribuisce fino al 10% dei costi complessivi per kWh, o meno se c’è lo smaltimento diretto del combustibile usato piuttosto che il ritrattamento. Il programma di carburante usato negli Stati Uniti da 26 miliardi di dollari è finanziato da un prelievo di 0,1 ¢/kWh.

I costi di esercizio e manutenzione (O&M) rappresentano circa il 66% del costo operativo totale. L’O&M può essere suddiviso in ‘costi fissi’, che vengono sostenuti indipendentemente dal fatto che l’impianto produca o meno energia elettrica, e ‘costi variabili’, che variano in relazione alla produzione. Normalmente questi costi sono espressi rispetto ad un’unità di energia elettrica (ad esempio, centesimi per kilowattora) per consentire un confronto coerente con altre tecnologie energetiche.

I costi di smantellamento sono circa il 9-15% del costo iniziale del capitale di una centrale nucleare. Ma se scontati nel corso della vita dell’impianto, contribuiscono solo per una piccola percentuale al costo di investimento e ancora meno al costo di generazione. Negli USA rappresentano 0,1-0,2 ¢/kWh, che non supera il 5% del costo dell’energia elettrica prodotta.

Costi esterni

I costi esterni non sono inclusi nella costruzione e nel funzionamento di alcuna centrale elettrica e non sono pagati dal consumatore di energia elettrica, ma dalla comunità in generale. I costi esterni sono definiti come quelli effettivamente sostenuti in relazione alla salute e all’ambiente, e che sono quantificabili ma non integrati nel costo dell’energia elettrica.

Gli effetti negativi al di fuori del sistema stesso ( vale a dire le esternalità negative) legati alla fornitura di energia elettrica sono sempre più riconosciuti come significativi e complicano ulteriormente il quadro. Le esternalità negative legate alla produzione di elettricità – in particolare le emissioni di gas serra e altri inquinanti – rappresentano un costo sociale che può avere un impatto sulla reale accessibilità delle diverse opzioni di fornitura di energia elettrica. È ben documentato che i costi sociali ed economici del cambiamento climatico e dell’inquinamento atmosferico sono significativi. Per comprendere meglio il livello socialmente ottimale di esternalità (relativo alla produzione) è imperativo che i costi relativi delle diverse opzioni di fornitura includano una stima ragionevole dei loro impatti sulle emissioni e sul clima.

L’energia nucleare è competitiva in termini di costi sulla base di un semplice confronto LCOE, in particolare a bassi tassi di sconto. Le sue caratteristiche uniche di fornire una fornitura prevedibile e affidabile a basse emissioni di carbonio significa che l’inclusione dei costi di sistema e delle esternalità negative migliorano notevolmente l’accessibilità relativa dell’energia nucleare.

A differenza dell’energia nucleare, alcune fonti di energia scaricano i rifiuti nell’ambiente o hanno effetti sulla salute che non vengono calcolati nel prodotto. Questi costi impliciti, o costi esterni come vengono generalmente chiamati, sono tuttavia reali e solitamente quantificabili e sono sostenuti dalla società in generale. La loro quantificazione è necessaria per consentire scelte razionali tra le fonti energetiche. L’energia nucleare prevede i costi di gestione, smaltimento e disattivazione dei rifiuti nel costo effettivo dell’elettricità ( cioè li ha internalizzati), in modo da minimizzare i costi esterni.

La Commissione Europea ha lanciato un progetto, ExternE, nel 1991 in collaborazione con il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti – il primo progetto di ricerca nel suo genere “per mettere a confronto dati finanziari plausibili contro i danni derivanti da diverse forme di produzione di energia elettrica per l’intera UE”. La metodologia considera le emissioni, la dispersione e l’impatto finale. Con l’energia nucleare, il rischio di incidenti è preso in considerazione insieme a stime elevate di impatti radiologici da residui di minerali (la gestione dei rifiuti e lo smantellamento sono già a carico del consumatore). L’energia nucleare ha una media di 0,4 euro ¢/kWh, più o meno come l’idroelettrico; il carbone è superiore a 4,0 ¢/kWh (4,1-7,3), il gas è compreso tra 1,3 e 2,3 /kWh e solo il vento si presenta meglio del nucleare, con una media di 0,1-0,2 ¢/kWh. NB questi sono solo i costi esterni. Se questi costi fossero effettivamente inclusi, il prezzo UE dell’elettricità da carbone raddoppierebbe e quello del gas aumenterebbe del 30%. Questi sono senza tentare di includere i costi esterni del riscaldamento globale.

Un ulteriore studio commissionato dalla Commissione Europea nel 2014 e realizzato dalla società di consulenza Ecofys, ha calcolato i costi esterni per il nucleare in 18-22€/MWh, di cui circa 5€/MWh per gli impatti sulla salute, 4€/MWh per gli incidenti e € 12/MWh per il cosiddetto ‘esaurimento delle risorse’, relativo ai “costi per la società del consumo di risorse limitate di combustibili ora, piuttosto che in futuro”. Sebbene Ecofys riconosca che il costo di esaurimento delle risorse è difficile da calcolare poiché la scarsità di una risorsa naturale finita si riflette già nel suo prezzo di mercato, e potrebbe quindi essere pari a zero, è stata affermata una stima elevata utilizzando una metodologia discutibile e senza tener conto del potenziale di riciclaggio del combustibile nucleare.

Un altro rapporto per la Commissione europea realizzato dal professor William D’haeseleer, Università di Leuven, nel novembre 2013, stimava il costo di un potenziale incidente nucleare nell’ordine di 0,3-3,0 €/MWh.

Il prezzo dei benefici esterni è attualmente limitato. Man mano che i generatori di combustibili fossili inizieranno a sostenere costi reali associati al loro impatto sul clima, attraverso tasse sul carbonio o regimi di scambio di emissioni, la competitività delle nuove centrali nucleari migliorerà. Ciò è particolarmente vero quando il confronto viene effettuato con gli impianti a carbone, ma si applica anche, in misura minore, agli equivalenti a gas.

La probabile entità delle tariffe per le emissioni di carbonio è diventata un fattore importante nella valutazione economica dei nuovi impianti nucleari, in particolare nell’UE, dove è stato introdotto un regime di scambio di quote di emissione, ma che deve ancora riflettere i veri costi delle emissioni di carbonio. I prezzi sono rimasti relativamente bassi all’interno delle giurisdizioni nazionali e subnazionali che attualmente fissano un prezzo sulle emissioni di carbonio. Nell’UE, dal 2013, il prezzo delle quote dell’Unione europea è rimasto fermo a circa 5-9 €/tCO ₂ alla fine del 2017, ma da allora è triplicato. L’UE ha preso in considerazione la riforma del sistema di scambio di quote di emissione per garantire prezzi dei permessi più stabili e più elevati necessari per sostenere il raggiungimento del suo obiettivo di riduzione delle emissioni di gas serra del 40% per il periodo 1990-2030.

Per ulteriori informazioni sui programmi ZEC stabiliti altrove negli Stati Uniti, vedere Energia nucleare negli Stati Uniti.

Altri costi

Al fine di fornire una fornitura affidabile di energia elettrica, deve esserci una capacità di riserva per coprire i tempi di rifornimento o di manutenzione negli impianti che producono la maggior parte del tempo, e inoltre deve essere prevista la generazione di backup per gli impianti eolici e solari intermittenti nei momenti in cui non sono in grado operare. Occorre inoltre provvedere alla trasmissione dell’energia elettrica da dove viene generata a dove è necessaria. I costi sostenuti per la fornitura di servizi di backup e trasmissione/distribuzione sono noti come costi di sistema.

Costi di sistema sono esterni alla costruzione e al funzionamento di qualsiasi centrale elettrica, ma devono essere pagati dal consumatore di energia elettrica, di solito come parte del costo di trasmissione e distribuzione. Dal punto di vista della politica del governo, sono altrettanto significativi del costo effettivo di generazione, ma raramente vengono presi in considerazione nei confronti di diverse opzioni di fornitura, in particolare confrontando il carico di base con le rinnovabili intermittenti disperse come il solare e l’eolico. In effetti, il costo totale del sistema dovrebbe essere analizzato quando si introduce nuova capacità di generazione di energia sulla rete. Qualsiasi nuova centrale elettrica probabilmente richiede modifiche alla rete e quindi comporta un costo significativo per l’alimentazione che deve essere contabilizzato. Ma questo costo per i grandi impianti che funzionano continuamente per soddisfare la domanda di carico di base è molto basso rispetto all’integrazione di energie rinnovabili intermittenti nella rete.

Per i generatori nucleari e a combustibili fossili, i costi di sistema si riferiscono principalmente alla necessità di capacità di riserva per coprire interruzioni periodiche, pianificate o non pianificate. I costi di sistema associati alla generazione rinnovabile intermittente riguardano la loro incapacità di generare elettricità senza le condizioni meteorologiche richieste e le loro località generalmente disperse, lontane dai centri di domanda.

L’integrazione dell’approvvigionamento rinnovabile intermittente su base preferenziale nonostante l’aumento del costo unitario crea significative negatività per l’approvvigionamento, come sta diventando evidente in Germania, Austria e Spagna, compromettendo la sicurezza dell’approvvigionamento e l’aumento dei costi. Se si avvicina una quota del 40% di elettricità proveniente da energia rinnovabile intermittente, la componente del costo di capitale dell’energia da fonti di generazione termica convenzionale aumenta sostanzialmente al diminuire del loro fattore di capacità: l’effetto di utilizzo. Ciò ha devastato l’economia di alcuni impianti a gas in Germania, per esempio.

In alcuni paesi, la progettazione del mercato si traduce in un fallimento del mercato per cui tecnologie affidabili (e a basse emissioni di carbonio), ma ad alta intensità di capitale (come grandi centrali idroelettriche e nucleari) non possono essere finanziate perché non sono disponibili contratti di acquisto di energia a lungo termine, il che significa che non c’è certezza che gli investimenti possono essere recuperati. Le soluzioni di stoccaggio dell’elettricità a lungo termine (quando/se la tecnologia diventa disponibile) affrontano lo stesso problema di finanziamento perché anche queste richiedono un’elevata intensità di capitale.

La competitività di costo complessiva del nucleare, misurata su base livellata (vedi figura sotto su  LCOE comparativi e costi di sistema in quattro paesi), è molto valorizzato dai suoi modesti costi di sistema. Tuttavia, l’impatto della fornitura intermittente di elettricità sui mercati all’ingrosso ha un profondo effetto sull’economia dei generatori di carico di base, compreso il nucleare, che non viene colto nei confronti dei costi livellati forniti dall’Agenzia internazionale per l’energia (IEA) – Agenzia per l’energia nucleare ( NEA) riporta. I trascurabili costi di esercizio marginali dell’eolico e del solare fanno sì che, quando le condizioni climatiche consentono la generazione da queste fonti, siano inferiori a tutti gli altri produttori di energia elettrica. A livelli elevati di generazione rinnovabile, ad esempio come implica l’obiettivo di penetrazione delle rinnovabili dell’UE del 30%, il fattore di capacità nucleare è ridotto e la volatilità dei prezzi all’ingrosso aumenta notevolmente mentre il livello medio dei prezzi all’ingrosso diminuisce. La maggiore penetrazione delle energie rinnovabili intermittenti riduce quindi notevolmente la sostenibilità finanziaria della generazione nucleare nei mercati all’ingrosso in cui la capacità di energia rinnovabile intermittente è significativa. Guarda ancheDi seguito la sezione Mercati elettrici .

L’integrazione delle energie rinnovabili intermittenti con la generazione convenzionale del carico di base è una sfida importante per i responsabili delle politiche nell’UE, in alcuni stati degli Stati Uniti e altrove. Fino a quando questa sfida non sarà risolta, ad escon l’introduzione di mercati della capacità a lungo termine o accordi di acquisto di energia, è probabile che gli investimenti nella capacità di generazione del carico di base in questi mercati rimarranno insufficienti. Quando i modelli di mercato creano sistemi di approvvigionamento potenzialmente inaffidabili che devono essere corretti creando mercati aggiuntivi per la capacità di stand-by e altri servizi di stabilità della rete, i costi che dovrebbero essere sostenuti dai produttori di elettricità (dove le pressioni concorrenziali agiranno da fattore limitante) hanno effettivamente stato esternalizzato. In alcuni paesi, il loro design di mercato si traduce in un fallimento del mercato per cui tecnologie affidabili (e a basse emissioni di carbonio) ma ad alta intensità di capitale (come le grandi centrali idroelettriche e nucleari) non possono essere finanziate perché non sono disponibili contratti di acquisto di energia a lungo termine – quindi c’è nessuna certezza che gli investimenti possano essere recuperati.

Uno studio dell’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE del 2019, The Costs of Decarbonisation: System Costs With High Shares of Nuclear and Renewables , ha rilevato che l’integrazione di grandi quote di elettricità rinnovabile intermittente è una sfida importante per i sistemi elettrici dei paesi dell’OCSE e per i generatori che non si fermano mai come quelli del nucleare. I costi del sistema a livello di rete per le rinnovabili intermittenti sono elevati (dagli  8 ai  50 dollari MWh) ma dipendono dal paese, dal contesto e dalla tecnologia (eolico onshore < eolico offshore < solare fotovoltaico). I costi del sistema nucleare sono di $ 1-3/MWh.

Si veda anche il paper sulle  reti di trasmissione dell’energia elettrica .

Tasse specifiche per il nucleare sono riscosse in diversi paesi dell’UE. Nel 2014 il Belgio ha raccolto circa 479 milioni di euro da una tassa di 0,005 euro/kWh. Nel luglio 2015, Electrabel ha accettato di pagare 130 milioni di euro di tasse per l’anno 2016, insieme a una commissione per l’estensione della durata operativa di Doel 1&2 (20 milioni di euro all’anno). Dal 2017 in poi si applica una formula per il calcolo dei contributi fiscali, con un minimo di 150 milioni di euro all’anno.

Nel 2000 la Svezia ha introdotto una tassa specifica per il nucleare sulla capacità installata, che è aumentata gradualmente nel tempo; nel 2015 l’imposta ha raccolto circa 435 milioni di euro. Nel giugno 2016 il governo svedese, tra le crescenti preoccupazioni sulla continua redditività degli impianti esistenti, ha deciso di eliminare gradualmente la tassa sull’energia nucleare dal 2017 in poi.

In Germania, è stata applicata una tassa sul combustibile nucleare che obbligava le aziende a pagare per grammo di combustibile utilizzato in sei anni fino al 2016. Dopo varie sentenze del tribunale, nel giugno 2017 la Corte costituzionale federale ha finalmente stabilito che la tassa sul combustibile nucleare era “formalmente incostituzionale e void”, il che significava che alle tre principali utility potevano essere rimborsati circa 6,3 miliardi di euro pagati tra il 2011 e il 2016 – 2,8 miliardi di euro da E.On, 1,7 miliardi di euro da RWE e 1,44 miliardi di euro da EnBW, più interessi.

Il Regno Unito impone una tassa sui cambiamenti climatici, che continua fino al 2023. Si tratta di una tassa a valle sull’energia fornita agli utenti non domestici nel Regno Unito introdotta nel 2001. Inizialmente riscossa contro i combustibili fossili e il nucleare, il governo ha rimosso l’esenzione per le energie rinnovabili nella sua decisione di luglio Bilancio 2015. Nel 2011 il governo ha introdotto un prezzo minimo del carbonio, un meccanismo che è stato a lungo considerato fondamentale per l’economia della nuova energia nucleare del Regno Unito. Il governo ha fissato un minimo di £ 16 per tonnellata di CO ₂ dal 2013, aumentando costantemente a £ 30 per tonnellata nel 2020 e £ 70 per tonnellata nel 2030.

Mercati dell’energia elettrica

L’economia di qualsiasi generazione di energia dipende principalmente da quanto costa produrre ciascuna unità (kWh, MWh) per il consumatore che crea la domanda di quella potenza. Questo è il LCOE come descritto sopra. Ma in secondo luogo dipende dal mercato in cui viene venduta l’energia, dove il produttore e il gestore della rete si imbattono in una serie di politiche governative spesso abbinate a sussidi per altre fonti. Tali politiche sollevano la questione di quale bene pubblico sia servito da ciascuna e se nel complesso il bene pubblico sia ottimizzato. Laddove il risultato non è massimizzare il bene pubblico in modo efficace, c’è un fallimento del mercato.*

* Questa sezione attinge molto alla pagina web del Nuclear Economics Consulting Group sul Market Failure .

Un mercato può funzionare bene per raggiungere i suoi obiettivi dichiarati, ma comunque portare a un fallimento del mercato. Ciò è spesso spiegato da esternalità – impatti negativi o positivi di un settore – che non si riflettono sul mercato. Con l’energia elettrica, i costi diretti (privati) della generazione di energia nell’impianto di solito non includono i costi esterni ( es. emissioni, costi di sistema dovuti al funzionamento intermittente, uso del suolo, rumore) né tengono conto dei benefici delle esternalità positive ( es. attività economica a catena da posti di lavoro, affidabilità del sistema, diversità di carburante).

I mercati dell’energia elettrica si basano sui costi diretti o privati ​​dell’impianto per l’invio ( cioè l’ accensione e lo spegnimento) dei generatori per soddisfare la domanda di energia in tempo reale variabile. Tali costi determinano l’ordine di spedizione di merito. Soddisfare la domanda di elettricità in tempo reale è un processo difficile e impegnativo. I mercati dell’elettricità fanno questo, ma non riflettono le esternalità dei produttori che partecipano al mercato e possono provocare un fallimento del mercato. Non ci si dovrebbe aspettare che un mercato dell’elettricità con prezzi spot efficienti a breve termine raggiunga altri obiettivi come minori emissioni, affidabilità del sistema a lungo termine o attuazione di politiche nazionali.

Gli impianti di produzione mercantile si basano sulla vendita di potere in un mercato delle materie prime che è modellato da politiche comprese quelle che possono favorire particolari fonti di energia indipendentemente dalle loro carenze immediate ea lungo termine in relazione al bene pubblico. (Gli impianti di generazione in un’industria elettrica regolamentata o di proprietà del governo possono fornire energia essenzialmente in base al costo maggiorato, con regolatori o governi in grado di riflettere le esternalità nelle decisioni.) Le centrali nucleari forniscono una serie di benefici alla società che non sono compensati in flusso di entrate del mercato elettrico delle materie prime. Questi benefici pubblici includono elettricità senza emissioni, funzionamento affidabile a lungo termine, stabilità del sistema, diversità del sistema di alimentazione e copertura del prezzo del carburante, nonché vantaggi economici derivanti dall’occupazione.

Generico approcci alla correzione fallimento del mercato include i costi imponenti sulle esternalità negative come CO ₂ emissioni, fornendo una compensazione per sostenere esternalità positive, e la proprietà del governo di settori probabilità di fallimento del mercato esperienza. Alcuni stati degli Stati Uniti effettuano pagamenti con crediti a emissioni zero (ZEC) alla generazione nucleare per premiare le esternalità positive. Le ZEC sono simili ai crediti d’imposta sulla produzione che si applicano all’energia eolica, sebbene inferiori, ma si basano direttamente sui benefici stimati delle emissioni. Significano che il valore dell’elettricità nucleare può essere maggiore del costo LCOE della sua produzione in mercati fortemente influenzati dai bassi prezzi del gas e dai sussidi alla generazione eolica intermittente che ha la priorità di mercato. Senza i pagamenti ZEC, l’operazione nucleare potrebbe non essere praticabile in questa situazione.

Un’analisi  del Gruppo Brattle nel 2016 ha mostrato che i crediti a emissioni zero per l’energia nucleare potrebbero garantire la redditività economica degli impianti nucleari in concorrenza con le rinnovabili sovvenzionate e gli impianti a gas a basso costo. “Il deficit reale a breve termine per una centrale nucleare in difficoltà tende ad essere relativamente modesto – di solito circa $ 10 / MWh, che si traduce in $ 12 a $ 20 per tonnellata di evitare di CO ₂ , a seconda delle dimensioni del deficit e il carbonio-intensità la regione colpita”, ha affermato, aggiungendo: “Questo costo si confronta favorevolmente con altre opzioni di abbattimento del carbonio, il costo sociale stimato del carbonio e il costo delle politiche statali progettate per ridurre le emissioni di CO ₂ dal settore energetico”.

Il rapporto continuava: “Questi risultati dimostrano che il mantenimento degli impianti di generazione nucleare esistenti, anche a un prezzo modesto, rappresenta un metodo conveniente per evitare le emissioni di CO ₂ e consentire il rispetto di qualsiasi futura politica climatica… a costi ragionevoli. Sostenere la vitalità nucleare nel frattempo ridurrà le emissioni a breve termine ed è una polizza assicurativa ragionevole ed economica a lungo termine”.

Secondo il Clean Energy Standard (CES) di New York, i crediti a emissioni zero (ZEC) sono implementati in sei tranche per un periodo di 12 anni a partire da aprile 2017. Per il primo periodo di due anni i generatori nucleari hanno ricevuto ZEC di 17,54 dollari/MWh, pagati da le utenze di distribuzione (e quindi eventualmente i contribuenti) ma per il resto simili ai crediti d’imposta federali sulla produzione applicati alle energie rinnovabili dal 1993 su base aggiustata per l’inflazione, sebbene a un tasso inferiore ai suoi $ 23/MWh per l’eolico. Gli ZEC aumenterebbero fino a $ 29,15/MWh negli anni successivi.

Il 1° agosto 2016 la Commissione per il servizio pubblico di New York ha approvato lo standard per l’energia pulita. Il voto della maggioranza è stato riferito a tre criteri principali: affidabilità della rete, riduzione delle emissioni di carbonio e mantenimento dei posti di lavoro. L’annuncio del governatore ha dichiarato: “Un numero crescente di scienziati del clima ha avvertito che se queste centrali nucleari dovessero chiudere bruscamente, le emissioni di carbonio a New York aumenteranno di oltre 31 milioni di tonnellate nei prossimi due anni, con conseguente salute pubblica e altri costi sociali di almeno 1,4 miliardi di dollari”.

In Illinois, nel dicembre 2016 è stato approvato il Future Energy Jobs Bill, con una caratteristica fondamentale dell’istituzione dello Zero Emission Standard (ZES) per preservare le centrali nucleari a rischio dello stato, salvando 4200 posti di lavoro, mantenendo $ 1,2 miliardi di attività economica all’anno ed evitando aumenti dei costi energetici. Il disegno di legge prevedeva ZEC simili a quelle di New York – “un credito negoziabile che rappresenta gli attributi ambientali di un megawattora di energia prodotta da un impianto a zero emissioni” (come le centrali nucleari che forniscono circa il 90% dell’energia zero dello stato) elettricità al carbonio). Fornirà fino a $ 235 milioni all’anno per supportare due impianti – 2884 MWe di capacità netta – per dieci anni.

Confrontando l’economia di diverse forme di generazione di elettricità

Nel 2017 l’EIA degli Stati Uniti ha pubblicato i dati per i costi medi livellati per unità di output (LCOE) per le tecnologie di generazione da mettere online nel 2022, come modellato per il suo Annual Energy Outlook. Questi mostrano: nucleare avanzato, 9,9 ¢/kWh; gas naturale, 5,7-10,9 ¢/kWh (a seconda della tecnologia); e carbone con il sequestro di carbonio del 90%, 12,3 ¢/kWh (che sale a 14 ¢/kWh al 30%). Tra le tecnologie non dispacciabili, le stime LCOE variano ampiamente: vento onshore, 5,2 ¢/kWh; solare fotovoltaico, 6,7 ¢/kWh; eolico offshore, 14,6 ¢/kWh; e solare termico, 18,4 ¢/kWh.

L’edizione 2020 dello studio OCSE sui costi proiettati della generazione di elettricitàha mostrato che l’intervallo per il costo livellato dell’elettricità (LCOE) variava molto di più per il nucleare rispetto al carbone o al CCGT con tassi di sconto diversi, a causa dell’elevata intensità di capitale (vedi sopra). L’LCOE nucleare è in gran parte determinato dai costi di capitale. Ad un tasso di sconto del 3%, il nucleare era sostanzialmente più economico delle alternative in tutti i paesi, al 7% era paragonabile al carbone e ancora più economico del CCGT, al 10% era paragonabile ad entrambi. A bassi tassi di sconto era molto più economico dell’eolico e del solare fotovoltaico. Rispetto a un tasso di sconto dello 0%, il LCOE per il nucleare era tre volte tanto con un tasso di sconto del 10%, mentre quello per il carbone era di 1,4 volte e per il CCGT è cambiato molto poco. Il solare fotovoltaico è aumentato di 2,25 volte e l’eolico onshore quasi il doppio con un tasso di sconto del 10%, sebbene con fattori di capacità molto diversi dall’85% per le tre opzioni di carico di base. Per tutte le tecnologie è stato incluso un prezzo del carbonio di $ 30 per tonnellata. I dati LCOE omettono i costi di sistema.

Costi previsti LCOE nucleari per impianti realizzati 2020-2025, $/MWh

Fonte: OCSE IEA & NEA, Projected Costs of Generating Electricity, Edizione 2020 , Tabella 3.13a, ipotizzando un fattore di capacità dell’85%

I costi di capitale durante la notte per le tecnologie nucleari nei paesi dell’OCSE variavano da $2157/kWe di capacità (in Corea del Sud) a $6920/kWe (in Slovacchia) nell’edizione 2020 di Projected Costs of Generating Electricity .

Un report di ottobre 2020 di Lazard ha confrontato l’LCOE per varie tecnologie di generazione sulla base delle sue stime, relative al contributo di “un’ampia varietà di partecipanti al settore”. Per l’energia nucleare (impianto da 2200 MWe), il costo del capitale compreso il finanziamento (a un alto tasso di sconto) variava da $ 7675 a $ 12.500 per kilowatt e il LCOE di conseguenza variava da $ 129 a $ 198/MWh. Per una centrale a carbone da 600 MWe il costo del capitale variava da $ 3000 a $ 8400/kW, con un LCOE da $ 60 a $ 143/MWh. Il costo di capitale del ciclo combinato del gas (550 MWe) era compreso tra $ 700 e $ 1300/kW e LCOE $ 65 a $ 159 / MWh. Lo scopo dello studio era confrontare questi dati con le “tecnologie energetiche alternative”, in particolare eolico e solare fotovoltaico, ma senza tenere conto dei costi di sistema. I costi nucleari stimati da Lazard erano ben al di sopra di quelli dello studio IEA-NEA basato su progetti esistenti,

La competitività nel contesto del crescente utilizzo di energia da fonti rinnovabili, spesso privilegiate e sostenute dai governi, è oggi una questione importante. Le fonti rinnovabili più importanti sono per loro natura intermittenti, il che significa che la loro fornitura al sistema elettrico non corrisponde necessariamente alla domanda dei clienti. Nelle reti elettriche in cui le fonti di generazione rinnovabili danno un contributo significativo, l’intermittenza costringe altre fonti di generazione ad aumentare o ridurre la loro fornitura con breve preavviso. Questa volatilità può avere un grande impatto sulla redditività dei generatori non intermittenti. Sono possibili una varietà di risposte alla sfida della generazione intermittente. Due opzioni attualmente in fase di implementazione sono l’aumento della flessibilità degli impianti convenzionali e l’aumento della capacità e della copertura della rete.ad esempio mediante l’uso di ‘barre grigie’ per modulare la velocità di reazione).

Tuttavia, poiché la portata della capacità di generazione intermittente aumenta, saranno necessarie misure più significative. L’istituzione e l’estensione di meccanismi di capacità, che offrono pagamenti ai produttori disposti a garantire l’approvvigionamento per periodi definiti, sono ora seriamente presi in considerazione all’interno dell’UE. I meccanismi di capacità possono in teoria fornire la sicurezza dell’approvvigionamento ai livelli desiderati, ma a un prezzo che potrebbe essere elevato. Ad esempio, Morgan Stanley ha stimato che gli investitori in un impianto a gas da 800 MWe che prevede la generazione intermittente richiederebbero pagamenti di 80 milioni di euro all’anno, mentre Ecofys riferisce che una riserva di 4 GWe in Germania costerebbe 140-240 milioni di euro all’anno. Quasi per definizione, gli investitori in impianti convenzionali progettati per funzionare in modo intermittente dovranno far fronte a fattori di carico bassi e incerti e pertanto richiederanno pagamenti significativi di capacità in cambio della decisione di investimento. In pratica, fino a quando il meccanismo di capacità non sarà attuato in modo affidabile, è probabile che gli investitori trattengano gli investimenti. Le sfide per l’integrazione del mercato energetico dell’UE dovrebbero derivare dalle differenze tra i meccanismi di capacità degli Stati membri.

Il rapporto Ecofys 2014 per la Commissione europea sui sussidi e sui costi dell’energia dell’UE si proponeva di presentare un insieme completo e coerente di dati sulla generazione di energia elettrica e sui costi di sistema, nonché sui costi esterni e sugli interventi dei governi per ridurre i costi per i consumatori. La relazione ha attribuito 6,96 miliardi di euro all’energia nucleare nell’UE nel 2012, inclusi 4,33 miliardi di euro di costi di disattivazione (mancanza rispetto a quelli già internalizzati). Geograficamente il totale si è suddiviso per includere il sostegno dell’UE di 3,26 miliardi di euro e il Regno Unito di 2,77 miliardi di euro, che è stato riconosciuto come comprendente la pulizia dell’eredità militare. Di conseguenza ci sono seri interrogativi sulla credibilità di tali cifre.

Implicazioni economiche di particolari impianti

A parte le considerazioni sul costo dell’elettricità e la prospettiva di un investitore o operatore, ci sono studi sull’economia di particolari impianti di generazione nel loro contesto locale.

All’inizio del 2015 uno studio, Economic Impacts of the RE Ginna Nuclear Power Plant, è stato preparato dall’US Nuclear Energy Institute. Analizza l’impatto delle operazioni dell’impianto PWR da 580 MWe fino alla fine della sua licenza operativa di 60 anni nel 2029. Genera una produzione economica media annua di oltre  350 di milioni di dollari nello Stato di New York occidentale e un impatto sull’economia degli Stati Uniti di circa 450 milioni di dollari all’anno. Ginna impiega direttamente circa 700 persone, aggiungendo da 800 a 1.000 posti di lavoro periodici durante il rifornimento del reattore e le interruzioni di manutenzione ogni 18 mesi. Il salario annuale è di circa 100 milioni di dollari. L’occupazione secondaria coinvolge altri 800 posti di lavoro. Ginna è il più grande contribuente della contea. Operando con un fattore di capacità superiore al 95%, è una fonte molto affidabile di elettricità a basso costo.

Nel giugno 2015 uno studio, Economic Impacts of the Indian Point Energy Center, è stato pubblicato dall’US Nuclear Energy Institute, analizzando i vantaggi economici dei reattori Indian Point 2&3 di Entergy nello stato di New York (1020 e 1041 MWe netti). Ha dimostrato che ogni anno generavano circa  1,6 miliardi di dollari nello stato e 2,5 miliardi di dollari in tutta la nazione nel suo insieme. Ciò includeva circa  1,3 miliardi di dollari all’anno nelle contee locali intorno allo stabilimento. La struttura ha contribuito per circa 30 milioni di dollari in tasse di proprietà statali e locali e aveva un libro paga annuo di circa 140 milioni di dollari per i quasi 1000 dipendenti dell’impianto. Il beneficio fiscale totale per i governi locali, statali e federali dall’impianto è stato di circa 340 milioni di dollari all’anno e i dipendenti diretti dell’impianto hanno sostenuto altri 5400 posti di lavoro indiretti nello stato di New York e 5300 al di fuori di esso.₂ all’anno. L’impianto è stato prematuramente chiuso nel periodo 2020-2021.

Competitività di costo futura

Comprendere il costo della nuova capacità di generazione e la sua produzione richiede un’attenta analisi di ciò che è in ogni serie di cifre. Ci sono tre grandi componenti: capitale, finanza e costi operativi. I costi di capitale e di finanziamento costituiscono il costo del progetto.

I calcoli dei relativi costi di generazione vengono effettuati utilizzando le stime del costo livellato dell’energia elettrica (LCOE) per ciascun progetto proposto. L’LCOE rappresenta il prezzo che l’energia elettrica deve ottenere se il progetto deve raggiungere il pareggio (dopo aver tenuto conto di tutti i costi di durata, dell’inflazione e del costo opportunità del capitale attraverso l’applicazione di un tasso di sconto). È utile dal punto di vista di un investitore. Ma LCOE non tiene conto dei costi di sistema dell’integrazione della produzione in una rete per soddisfare la domanda, ed è quindi una metrica molto scarsa per confrontare la generazione dispacciabile (carbone, gas, nucleare) con le rinnovabili intermittenti (eolico, solare) da qualsiasi prospettiva politica . I costi di sistema aumentano notevolmente con l’aumento della quota di energie rinnovabili intermittenti.

Questo è in parte affrontato dall’Agenzia internazionale per l’energia nel suo  World Energy Outlook 2018 introducendo LCOE aggiustato per il valore (VALCOE), che combina LCOE con valori di energia, flessibilità e capacità, consentendo un migliore confronto del valore complessivo e della competitività tra le tecnologie del punto di vista di pianificatori e politici. Tuttavia, omette ancora aspetti importanti dei costi di sistema come l’integrazione della rete.

Un rapporto del 2019 dell’Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE, The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables , indaga in modo più completo la questione dei costi del sistema. Funziona all’interno di un vincolo di emissione molto stretto di 50 g di CO ₂ per kWh per l’elettricità, come richiesto per raggiungere gli obiettivi per combattere il cambiamento climatico ai sensi dell’accordo di Parigi del 2016. L’energia nucleare è il pilastro che soddisfa la domanda di carico di base nel sistema modello del caso base da 98 GWe. Il rapporto sottolinea che la variabilità della produzione eolica e solare fotovoltaica impone onerosi adeguamenti al sistema residuo, e questi costi di sistema attualmente non sono adeguatamente riconosciuti in nessun mercato elettrico. Sono semplicemente sostenuti dal sistema in un modo che rende virtualmente impossibile la formulazione di politiche sensate.

“Le categorie più importanti dei costi di sistema dei VRE sono l’aumento delle spese per la distribuzione e la trasmissione a causa delle dimensioni ridotte dell’unità e della distanza dai centri di carico, il bilanciamento dei costi per prepararsi a cambiamenti imprevedibili nella velocità del vento e della radiazione solare e, forse, soprattutto, le tecnologie e i costi per organizzare forniture affidabili attraverso il sistema residuo durante le ore in cui vento e sole non sono completamente disponibili o non sono disponibili affatto.” I costi di sistema salgono da meno di $ 10/MWh per il 10% di eolico e solare a più di $ 50/MWh per una quota eolica/solare del 75% o, in alcune circostanze, una quota del 50%.

È importante notare che le cifre sui costi di capitale citate dai fornitori di reattori, o che sono generali e non specifiche del sito, di solito si riferiscono solo ai costi EPC. Questo perché i costi dei proprietari varieranno enormemente, soprattutto a seconda che un impianto sia greenfield o in un sito stabilito, magari sostituendo un vecchio impianto.

Esistono diverse possibili fonti di variazione che precludono un confronto sicuro dei costi di capitale overnight o EPC, ad esempio se è incluso il carico iniziale di carburante. Molto più ovvio è se il prezzo è per la sola isola nucleare (sistema di fornitura di vapore nucleare) o per l’intero impianto, comprese le turbine e i generatori. Ulteriori differenze riguardano i lavori in loco come le torri di raffreddamento, nonché i terreni e le autorizzazioni: di solito sono tutti i costi dei proprietari, come indicato in precedenza in questa sezione. I costi di finanziamento sono aggiuntivi, aggiungendo in genere circa il 30%, a seconda dei tempi di costruzione e del tasso di interesse. Infine c’è la questione se le cifre dei costi sono in valori in dollari correnti (o dell’anno specificato) o in quelli dell’anno in cui avviene la spesa.

Grandi studi sulla futura competitività di costo

Sono stati condotti molti studi che esaminano l’economia delle opzioni di generazione futura e i seguenti sono i più importanti che si concentrano sull’elemento nucleare.

Proiezioni dei costi di generazione dell’elettricità dell’OCSE per l’anno 2020 su – tasso di sconto del 3%, ¢/kWh

Ad un tasso di sconto del 3% i costi comparativi sono come sopra indicati. Il nucleare è comodamente più economico del carbone e del gas in tutti i paesi. Con un tasso di sconto del 10% (vedi sotto) il nucleare è ancora più economico del carbone in Corea del Sud e negli Stati Uniti, ma è più costoso in Giappone, Cina e India. Il nucleare si dimostra più economico del gas in Corea e Cina, ma è più costoso in Giappone e negli Stati Uniti.

Proiezioni dei costi di generazione dell’elettricità dell’OCSE per il 2020 su – tasso di sconto del 10%, /kWh

In precedenza, una bozza di dichiarazione del maggio 2016 relativa al piano strategico per le tecnologie energetiche della Commissione europea elenca i dati LCOE target per l’ultima generazione di reattori ad acqua leggera (LWR) “primo nel suo genere” progetto di reattore gemello di nuova costruzione su un sito dismesso: (nel 2012 euro) da 48 €/MWh a 84 €/MWh, passando da 43 €/MWh a 75 €/MWh per una costruzione in serie (tasso di sconto 5% e 10%). I dati LCOE per le centrali nucleari esistenti di seconda generazione che integrano gli aggiornamenti di sicurezza post-Fukushima dopo gli stress test dopo la ristrutturazione per un funzionamento esteso (10-20 anni in media): (nel 2012 euro) da 23 €/MWh a 26 €/MWh (5% e 10% di sconto).

I costi del capitale notturno nucleare nell’OCSE variavano da $ 1556/kW per APR-1400 in Corea del Sud a $ 3009/kW per ABWR in Giappone, $ 3.382/kW per Generation III+ negli Stati Uniti, $ 3860/kW per EPR a Flamanville in Francia a $ 5863/kW per EPR in Svizzera, con una mediana mondiale di $4100/kW. Belgio, Paesi Bassi, Repubblica Ceca e Ungheria hanno superato i 5000 $/kW. In Cina i costi notturni erano $ 1748/kW per CPR-1000 e $ 2302/kW per AP1000, e in Russia $ 2933/kW per VVER-1150. EPRI (USA) ha dato $2970/kW per APWR o ABWR, Eurelectric ha dato $4724/kW per EPR. Gli impianti a carbone nero dell’OCSE erano costati a $ 807-2719/kW, quelli con cattura e compressione del carbonio (tabellati come CCS, ma il costo non include lo stoccaggio) a $ 3223-5811/kW, a lignite $ 1802-3485, impianti a gas $ 635-1747/ kW e capacità eolica onshore $ 1821-3716/kW. (I costi di pernottamento sono stati definiti qui come EPC, proprietari

Studio dei reattori avanzati

Uno studio peer-reviewed nel 2017 , intrapreso dall’Energy Innovation Reform Project (EIRP), con la raccolta e l’analisi dei dati condotta dall’Energy Options Network per suo conto, ha raccolto dati approfonditi da otto aziende nucleari avanzate che stanno attivamente perseguendo la commercializzazione di impianti di almeno 250 MWe di dimensione. Le singole unità del reattore variavano da 48 MWe a 1650 MWe.

All’estremità inferiore della fascia di costo potenziale, questi impianti potrebbero presentare le opzioni di generazione a più basso costo disponibili, rendendo l’energia nucleare “effettivamente competitiva con qualsiasi altra opzione per la generazione di energia. Allo stesso tempo, ciò potrebbe consentire un’espansione significativa dell’impronta nucleare nelle parti del mondo che hanno più bisogno di energia pulita e possono permettersi di pagare un prezzo elevato per essa». Le aziende incluse nello studio erano Elysium Industries, GE Hitachi (utilizzando solo informazioni disponibili pubblicamente), Moltex Energy, NuScale Power, Terrestrial Energy, ThorCon Power, Transatomic Power e X-energy. LCOE variava da $ 36/MWh a $ 90/MWh, con una media di $ 60/MWh.

Le tecnologie nucleari avanzate rappresentano un’evoluzione drammatica rispetto ai reattori convenzionali in termini di sicurezza e non proliferazione e le stime dei costi di alcune aziende di reattori avanzati – se si dimostrassero accurate – suggeriscono che queste tecnologie potrebbero rivoluzionare il modo in cui pensiamo al costo , disponibilità e conseguenze ambientali della produzione di energia.

Finanziare nuove centrali nucleari

Esiste una gamma di possibilità di finanziamento, dal finanziamento diretto del governo con proprietà continuativa, al finanziamento dei fornitori (spesso con l’assistenza del governo), al finanziamento dei servizi pubblici e al modello Mankala finlandese per l’equità cooperativa. Parte del costo è solitamente finanziato dal debito. I modelli utilizzati dipenderanno dal fatto che il mercato dell’energia elettrica sia regolamentato o liberalizzato.

Oltre alle economie pianificate centralmente, molti progetti hanno una combinazione di incentivi finanziari governativi, private equity e accordi di acquisto di energia a lungo termine. Il crescente coinvolgimento dei fornitori di reattori è uno sviluppo recente.

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Note e riferimenti

• Agenzia internazionale per l’energia dell’OCSE e Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE, stima dei costi di generazione dell’energia elettrica (2010)
• Agenzia internazionale per l’energia dell’OCSE e Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE, costi previsti per la generazione dell’elettricità (2015)
• Agenzia internazionale per l’energia dell’OCSE e Agenzia per l’energia nucleare dell’OCSE, costi previsti per la generazione Elettricità (2020)
• International Energy Agency, World Energy Outlook 2020
• Lazard’s Levelized Cost of Energy Analysis – Version 14.0 (ottobre 2020)
• OCSE Nuclear Energy Agency, The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables (2019)
• OECD Nuclear Energy Agency (2012), Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems
• US Energy Information Administration, Levelized Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook (2013)
• US Energy Information Administration, Capital Cost and Performance Characteristic Stime per le tecnologie di generazione di energia elettrica su scala di utilità (2020)
• Ecofys, sussidi e costi dell’energia dell’UE, numero del progetto: DESNL14583 (novembre 2014)
• Jessica Lovering, Arthur Yip, Ted Nordhaus, costi di costruzione storici dei reattori nucleari globali, politica energetica, 91 , p371-382 (aprile 2016)
• Nuclear Power Economics and Project Structuring, World Nuclear Association (gennaio 2017)
• Lion Hirth, Falko Ueckerdt e Ottmar Edenhofer, Integration Costs Revisited – An Economic Framework for Wind and Solar Variability, Renewable Energy, 74, p925-939 (2015)
• Dan Yurman, Studio rileva che i reattori avanzati avranno costi competitivi , byte di neutroni (26 luglio 2017)
• Edward Kee, Commento #24 – Supporto governativo , Nuclear Economics Consulting Group (17 dicembre 2018)
• Fonte: world nuclear org