Nucleare/ Enel: 4 centrali in 3 siti al via entro il 2020

Quattro reattori dell'ultima tecnologia in tre siti con la prima energia in linea al massimo a meta' del 2020 e le altre operative a seguire ad un ritmo di un reattore ogni 18 mesi. Sono questi, in estrema sintesi, i piani dell'Enel per il ritorno dell'Italia all'energia nucleare presentati dalla societa' nel corso di un seminario a Flamanville (Francia) dove Electricite de France sta realizzando il primo esemplare di reattore EPR. Si tratta di un impianto dello stesso tipo dei primi 4 reattori che saranno costruiti in Italia, ovvero quattro unita' EPR da 1.600 Megawatt ciascuna che copriranno circa il 12% della domanda nazionale. Il piano Enel rappresenta la meta' del programma nucleare disegnato dal governo che prevede 8 reattori per circa 13.000 MW che andranno a coprire il 25% del fabbisogno energetico italiano stimato a 400 TW/h al 2020 rispetto agli attuali 350 TW/h.

I TEMPI E L'ITER AUTORIZZATIVO. Il piano del governo, per la verita', punta ad avere tempi piu' stretti (prima centrale operativa nel 2018, massimo 2019) rispetto allo scenario, prudenziale, dell'Enel. Quest'ultimo prevede, nel dettaglio, entro il 15 febbraio prossimo, secondo quanto previsto dalla Legge Sviluppo, l'emanazione dei decreti legislativi stabiliti dal provvedimento, l'emanazione della delibera del Cipe per la definizione degli impianti, la creazione dell'Agenzia per il nucleare con il varo del suo statuto e del suo regolamento (con un DPCM) e la nomina dei suoi componenti. Il presidente sara' scelto dal Presidente del Consiglio mentre, dei quattro componenti, due saranno indicati dal Ministero dello Sviluppo Economico e due dal Ministero dell'Ambiente. Il collegio dovra' ottenere il parere favorevole delle Commissioni parlamentari competenti. Sara' dunque un percorso parallelo che dovra' mettere nelle condizioni l'Agenzia, da meta' febbraio, di avviare la la definizione della procedura per l'individuazione dei siti dove costruire le centrali sulla base dei criteri generali stabiliti dai decreti attuativi. L'Agenzia, secondo quanto emerge, potrebbe, sul modello di quanto si fa in Gran Bretagna, individuare delle ''macro-aree'' nel Paese idonee alla costruzione di centrali nucleari demandando alle aziende produttrici la proposta di siti particolari. Su queste macro-aree il Ministero dell'Ambiente dovra' svolgere la Valutazione Ambientale Strategica mentre all'Agenzia sarebbe demandata la competenza di certificazione dei siti scelti dagli operatori. A questo punto sarebbe possibile arrivare alla Via e all'Autorizzazione Unica di concerto tra Ministero Sviluppo, Ministero dell'Ambiente e la stessa Agenzia. La pubblicazione dei criteri tecnico ambientali per i siti dovrebbe arrivare a meta' luglio dell'anno prossimo mentre l'esito della VAS sulle aree idonee alla costruzione di centrali dovrebbe giungere entro la meta' di dicembre del 2010, tre mesi dopo e' prevista la certificazione dei siti, ad agosto del 2011 il permesso di sito, mentre si dovrebbe arrivare fino a maggio del 2013 per l'ultimo passaggio autorizzativo, ovvero la licenza combinata di costruzione ed esercizio. A quel punto partirebbero i lavori civili per la realizzazione della prima centrale, della durata di due anni, mentre il primo calcestruzzo dell'edificio reattore e' previsto per meta' luglio 2015.

GLI IMPIANTI. Saranno reattori del tipo European Pressurised Reactor, la tecnologia sviluppata dalla Francia che rappresenta un'evoluzione delle centrali di terzo generazione oggi operative sul suolo transalpino, la cosiddetta ''terza generazione e mezzo''. Rispetto ai suoi predecessori, l'EPR e' piu' potente (1.600 MW contro i 1.400 MW dei reattori piu' recenti) consuma il 17% di combustibile in meno, riduce del 30% i rifiuti nucleari ed ha una vita utile di 60 anni contro i 40 degli attuali impianti. Ogni reattore ha un costo complessivo di circa 4 miliardi di euro e consente di produrre energia ad un costo di circa 54-60 euro per Mw/h. Si tratta, secondo le valutazioni dell'Enel, di un costo inferiore del 20% rispetto ad un moderno inmpianto a gas a ciclo combinato e analogo a quello di un impianto a carbone dell'ultima tecnologia ma con emissioni zero di C02.

LA SICUREZZA. Gli impianti EPR rappresentano un deciso passo avanti rispetto ai reattori di terza generazione oggi in esercizio anche sul fronte della sicurezza, aumentata, calcolano i progettisti, di un fattore 10. Il nucleo del reattore puo' contare su quattro sistemi di raffreddamento indipendenti, due dei quali contenuti in una campana di cemento armato a prova di urto d'aereo e ciascuno dei quali in grado da solo di garantire il funzionamento del reattore. Anche in caso di panne completa dell'impianto, dei potenti motori diesel riescono a garantire il flusso dei sistemi. Il reattore, l'edificio combustibile, la sala controllo e tutti i sistemi di sicurezza sono contenuti in un triplo stato di protezione: il primo di calcestruzzo precompresso, il secondo di metallo ed il terzo, il guscio esterno, realizzato in calcestruzzo rinforzato a prova di impatto. Tutte le colate di cemento e le saldature vengono controllate scrupolosamente mentre sotto il nucleo e' presente un basamento in grado di contenere il reattore anche nel caso di fusione del nucleo. Ogni reattore produce circa 9 metri cubi l'anno di rifiuti ad alta attivita' radioattiva. Il plutonio e l'uranio possono essere rigenerati e riutilizzati nello stesso reattore EPR per fornire circa un terzo del combustibile necessario. Il resto viene vetrificato, inserito in contenitori di acciaio speciale, chiuso nel cemento armato e posto in un deposito temporaneo in attesa di finire in un deposito geologico.

I COSTI. Un sistema, pero', che ha un ''peso'' dei costi fissi dell'85% rispetto ai costi totali, un livello decisamente piu' alto rispetto alle centrali a gas (20%) e a quelle a carbone (22%) ma che garantisce una bassa sensibilita' all'andamento dei costi del combustibile. Se infatti a a fronte di un raddoppio del costo del conmbustibile il costo finale di un MWh prodotto col gas aumenta del 70%, ad un raddoppio del costo dell'uranio il MWh nucleare sale solo dell'8%. Se la bassa dipendenza del prezzo finale dalle oscillazioni delle quotazioni internazionali e' un'indubbio vantaggio, l'alto livello dei costi fissi implica comunque la necessita' di avere in qualche modo garantita la vendita di quasi tutta l'energia prodotta. Questo perche', in estrema sintesi, una centrale a gas che ''lavora'' poco costa anche poco mentre una centrale nucleare costa sostanzialmente lo stesso sia che operi a piena potenza sia che sia tenuta in stand-by. In questo senso si inquadrano i possibili assetti societari del consorzio che costruira' le centrali ed il quadro commerciale con il quale queste stesse centrali saranno operate. Tra le possibilita' allo studio, l'ingresso nel consorzio di ''grandi consumatori'' di energia che a fronte di una partecipazione nel capitale di rischio potrebbero prelevare una corrispondente quantita' di energia a prezzo di costo. Altra ipotesi, non in contraddizione con la precedente, la possibilita' di stipulare contratti 'take or pay' di lungo termine che garantiscano la produzione per periodi di tempo molto lunghi. Quel che e' certo e' che con l'attuale sistema di mercato del ''prezzo marginale'' l'impatto positivo sui prezzi del nucleare rischia di non esserci. Ad oggi, infatti, il prezzo sulla borsa elettrica viene fatto dall'ultima centrale che entra in produzione e quindi da quella con i costi piu' alti. Costi che vengono applicati a tutta l'energia prodotta. Per risolvere questo problema e' gia' allo studio la possibilita' di passare dal prezzo marginale ad un sistema 'pay as bid' che fissa prezzi differenziati in base a quanto proposto dal produttore per ciascuna ''partita'' di energia prodotta. In questo modo si possono trasferire i vantaggi di prezzo a chi compra energia prodotta col nucleare. In ogni caso, secondo Enel, la sostenibilita' del programma nucleare (si parla per i quattro reattori di 16-18 mld) ''dovra' essere garantita da un eventuale cambiamento della volonta' politica e dell'opinione pubblica'' e garantire i partecipanti al programma da ''rischi finanziari legati ad un eventuale blocco dei lvori, mancata realizzazione dell'impianto o orresto del suo funzionamento''. Da vedere, infine, come includere i meccanismi di finanziamento dei costi relativi allo smaltimento delle scorie e al decommissioning dell'impianto una volta terminata la sua vita utile.