Tabella Permanente dell’Energia [1]
(aggiornamento febbraio 2005)
             
1000 MWe NUCLEARE CARBONE OLIO COMBUSTIBILE GAS CICLO COMBINATO FOTO VOLTAICO EOLICO
 
Costo totale (Lit/kWh) [2] 39 72 128 115 679 [3] 118
Costo totale dopo ammortamento (Lit/kWh) [4] 19 45 105 93 15 30
Costo del solo combustibile (Lit/kWh) 8 36 98 85 0 0
Denari pompati all’interno dell’Italia (Lit/kWh) 0.8 39 = 31 0.2 72 = 14 0.2 128 = 26 0.2 115 = 23 0.5 679 = 339 0.5 118 = 59
Denari pompati fuori dall’Italia (Lit/kWh) [5] 0.2 39 =8 0.8 72 = 58 0.8 128 = 102 0.8 115 =92 0.5 679 = 339 0.5 118 = 59
Abbassa il costo medio di produzione del kWh?
(92 Lit/kWh)
no nel tempo no no no no
 
Volume [6] in ingresso alla centrale (m3/anno) 3 3 000 000 1 700 000 1 950 000 000 0 0
Volume in atmosfera (m3/anno) 0 3 056 200 000 2 401 650 000 1 950 000 000 0 0
Volume di CO2 in atmosfera (m3/anno) 0 [7] 3 000 000 000 2 302 000 000 1 500 000 000 0 0
Volume di SO2 in atmosfera (m3/anno) [8] 0 41 000 000 91 000 000 10 000 000 0 0
Volume di NOx in atmosfera (m3/anno) [9] 0 14 000 000 7 000 000 7 000 000 0 0
Volume di polveri in atmosfera (m3/anno) 0 1 200 000 [10] 1 650 000 100 000 0 0
Volume residuo, cioè da gestire (m3/anno) 10 310 000 [11] 68 000 10 Prodotti chimici per i pannelli 0
Di cui “pericoloso” 3 4 500 1 000 2 tutto 0
Metalli pesanti no altissimo altissimo alto no no
Facilità di dispersione del combustibile nell’ambiente per perdite nulla nulla elevata elevatissima [12] nulla nulla
Noti altri usi per il combusitbile no non applicabile non applicabile
Radioattività rilasciata nell’ambiente (Ci/a) 0.5 5.0 2.5 2.5 0 0
Radioattività naturalmente rilasciata dall’ambiente nella stessa regione (Ci/a) 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0
(Massa movimentata) /(massa trasformata in energia) (103) 40 3 000 000 2 000 000 1 900 000 0 0
Energia immessa/energia ottenuta in 40 anni (per piccole distanze di trasporto combustibile) [13] 1.7% 5.0% 3.0% [14] 3.8% [15]
(LNG 17.9%)
27% 16.7%
Possibilità di immagazzinamento (giorni) illimitata
tipico2000
7 15 10 0 0
Spazio occupato (ha) 15 30 20 [16] 12 [17] 5500 (limite 200) [18] 12 500 [19]
Estetica in elevazione o orizzontale ottima pessima pessima pessima pessima pessima
Morti/giorno (mondo, intero ciclo, senza i cancri da effluenti chimci) 0 25 20 5 0 0
Rischi proliferazione [20] no ipotetica no no no no
Rischi terrorismo [21] no ipotetico alto alto
Impatto vita flora e fauna nullo medio medio medio alto alto
Impatto modifiche clima “locale” nullo medio medio medio alto alto
Risorse “ultimate” diviso i consumi attuali per un tasso di incremento del 3%/a e con la tecnologia attuale (anni) 20 000 300 30 45 infinito infinito
Attendibilità bassi costi nel tempo no no no limitata
Variabilità storica del costo del combustibile nel tempo [22] bassissima elevata elevatissima elevatissima    
Incidenza del costo del combustibile sul costo del kWh bassissima bassa elevatissima elevatissima    
Tempo di costruzione (anni) 4 [23] 4 4 3 3 1
 
Costo di impianto ($/kWe)
(senza costo suolo)
1400 [24]
(esiste
1000)
1770 [25] 1500 1200 [26] 7200 2400 [27]
Costo dell’impianto (infl.2% int. 3%) (mills$/kWh) 13 [28] 18 15 15 441 58
Costo combustibile (mills$/kwh) 5 [29] 24 65 57 0 0
Costo operazione e manutenzione (mills$/kWh) 7 6 5 5 10 20
Disponibilità (%) [30] 90 90 90 75 [31] 15 30
 
Elaborazione: ing. Alceste Rilli Coordinatore della Commissione Scientifica del Cirn (Comitato Italiano per il Rilancio del Nucleare)
[1] Visto che non esistono miniere di idrogeno, esso va prodotto. Per produrlo serve energia. Se lo si produce per via termica con vapore, il cui ossigeno insieme a metano CH4 forma l’idrogeno, si ha produzione di CO2 (quindi è inutile per evitare la produzione di CO2) e idrogeno; bruciando questo idrogeno con O2 dell’aria (con fiamma o con celle a combustibile) non si ha guadagno di energia per l’intero ciclo (si depaupera nel processo l’atmosfera di ossigeno: la riduzione di ossigeno nell’aria viene da molti riconosciuto come causa di cancri). Inoltre la durata delle riserve di gas naturale si ridurrebbe; alla fonte, senza considerare la incidenza in termini energetici del trasporto dell’idrogeno, per ogni 75,466 kJ di metano usato come materiale di alimento o per fornire energia, si ottengono 42,950 kJ di idrogeno; per la sola trasformazione quindi si riducono le riserve quasi di un fattore 2. Le reazioni di cracking ed ossidazione parziale sono in teoria più favorevoli (e si potrebbe separare il carbonio in forma solida) ma la situazione non cambia di molto. E’ per questo che l’idrogeno non viene oggi da nessuno proposto come fonte di energia e non viene inserito nella tabella. L’idrogeno costituisce invece un interessante mezzo per immagazzinare e trasportare energia. Esso può essere prodotto in modo economicamente ed energeticamente appetibile per radiolisi dell’acqua dalle scorie radioattive o per radiolisi o elettrolisi dell’acqua nelle centrali nucleari (in questa maniera non si depaupera l’atmosfera di ossigeno). Si noti che l’automobile ad idrogeno è una macchina elettrica (l’idrogeno reagisce su una membrana dove vengono raccolti gli elettroni) con un sistema per ricaricare la batteria (idrogeno) molto meno pratico di una batteria convenzionale (elettricità). Il motivo per cui non si è mai realizzato il risparmi sta nel fatto che da un barile di petrolio si ottiene dopo raffinazione un numero notevole di prodotti. I volumi in gioco sono talmente enormi (80 milioni di barili al giorno) che non possono essere immagazzinati e devono tutti essere consumati subito. Per cui se si realizza un motore per automobili che consuma di meno lo stesso deve succedere per gli aerei. La velocità di consumo è determinata dal loop meno efficiente su tutti gli altri loop. Con la produzione di idrogeno da nucleare si può rompere il circolo vizioso e fare risparmio energetico.
[2] Tale cifra è stata valutata in 30 anni con interesse del 5%. Ogni anno viene restituito 1/30 del capitale più l’interesse del 3% sul capitale ancora non restituito più il 2% di inflazione.

[3] Con una durata delle celle di 60 anni. In realtà non è chiaro se durano 10 anni e se riescono a dare indietro l’energia immessa.

[4]
Si veda nota 19.

[5] Per gas, olio combustibile e carbone, oltre al combustibile da pagare verso l’estero, anche una parte notevole del costo capitale per le infrastrutture viene realizzato al di fuori dell’Italia.

[6] Per i gas i valori sono a pressione atmosferica.

[7] In alcune pubblicazioni si legge che anche gli impianti nucleari emettono anidride carbonica, sebbene in misura molto inferiore agli impianti a fossili. Ciò è falso ed è dovuto all’ipotesi di comodo di affermare che siccome nella fabbricazione del combustibile nucleare e dell’impianto si usa l’energia elettrica, e questa energia elettrica viene prodotta anche con gli impianti a fossili, allora quella CO2 va ascritta agli impianti nucleari. Tutta l’energia elettrica dovrebbe essere prodotta con gli impianti nucleari ed in questo caso la CO2 emessa è nulla.

[8] In caso di desolforazione si hanno 170,000 m3/anno di gesso da smaltire, generate dai desolforatori. Solo una parte limitata è riciclabile, poiché gli usi del gesso in edilizia non sono massicci come quelli del cemento. Se lo si invia a discarica, per diminuire l’impatto ambientale, il gesso viene inertizzato con aumento dei volumi. Si deve evitare percolamento nelle falde acquifere.

[9] Con abbattimento si possono ridurre del 50% le emissioni ma si creano forti quantità di prodotti pericolosi.

[10] Più 377 000 t ceneri in aria

[11] Le ceneri hanno volumi molto elevati e non sono immagazzinabili per cui vengono usati per produrre i cementi usati anche nelle abitazioni. Ci sono problemi di impatto sulla salute. Per il petrolio l’”orimulsion” viene definita una tecnologia ecologica. In realtà si tratta di mischiare i combustibili più inquinanti con acqua per permettere il bruciamento.

[12] La molecola del metano è 25 volte più efficace della molecola dell’anidride carbonica, ai fini dell’effetto serra. Basta una perdita di gas dell’1.5% del gas impiegato per annullare i vantaggi del gas sul carbone. Considerate tutte le fasi di estrazione, trasporto, immagazzinamento e distribuzione, le perdite sono almeno dieci volte tanto. Sostituire quindi le centrali a carbone con centrali a metano è fortemente controproducente ai fini dell’effetto serra; al contrario i paesi che fanno questo cambiamento si accreditano attualmente per una diminuzione dei gas serra. Dal 1800 la concentrazione atmosferica di anidride carbonica è aumentata del 30% mentre quella di gas naturale del 130%. Almeno metà del gas naturale rilasciato in atmosfera è dovuto alle attività energetiche. Nei giacimenti il metano è mischiato a CO2 (la CO2 è il 20% del totale). La CO2 viene rilasciata in atmosfera. Parlando invece di terremoti la estrazione di gas e petrolio su enorme scala provoca forti variazioni delle pressioni su enormi volumi nelle cavità. L’abbassamento del terreno è un’altra conseguenza.

[13] Se si tiene conto delle reali condizioni di “coltivazione” dei pozzi (in alcuni casi per assicurare la pressione si pompano dentro 3 barili di acqua di mare per tirarne fuori uno di petrolio) e della energia consumata nei trasporti e raffinazione i dati per i fossili vanno aumentati anche di un ordine di grandezza.

[14] In realtà l’energia richiesta può superare il 20%

[15] In realtà l’energia richiesta può superare il 20%

[16] Tale dato va aumentato di circa 400 ha per 10 impianti più 40 ha per impianto per tener conto delle strutture (per lo più tubazioni) da costruire, dentro e fuori dal territorio nazionale (nota 20).

[17] Tale dato va aumentato di circa 600 ha per 10 impianti più 50 ha per impianto per tener conto delle strutture (per lo più tubazioni) da costruire, dentro e fuori dal territorio nazionale (nota 20).

[18] Per ottenere una potenza di 1000 MWe: L’irraggiamento solare all’esterno dell’atmosfera terrestre è 1.4 kW/m2. Al suolo alle 12:00 d’estate ad una latitudine buona si ha 1.0 kW/m2. Per tener conto della variazione della insolazione nelle 24 ore e in diverse stagioni e latitudini, la potenza di 1.0 kW/m2 va moltiplicata per 0.5 (notte/giorno), 0.56 (nubi e polveri), da 0.2 a 1.0 (angolo di insolazione legato alla località ed alla stagione) e per 0.3 (variazione giornaliera). Moltiplicando fra loro questi fattori si ottiene un fattore di 0.17. E’ però poco significativo aumentare la superficie per tener conto del fatto che di notte o con le nubi il sole non c’è. Di questo terremo conto più in là: 1.0 kWe/m2 x (0.2+1.0)/2 x 0.3 = 0.18 kWe/m2. Le celle fotovoltaiche disponibili in commercio trasformano la luce solare in elettricità con efficienze dal 4 al 14% (il resto è disperso in riflessioni e calore). Il limite tecnologico di queste celle “massicce” (monocristalline, rendimento del 14%; policristalline, rendimento del 10%; amorfe 5%) è del 33% (quest’ultimo rendimento si ottiene a costi molto elevati di produzione). Il limite termodinamico della trasformazione fotovoltaica (impiegando quindi materiali e tecnologie futuribili) è del 93%. Usando un rendimento del 15% si ottiene 0.18 kWe/m2 x 0.15 = 0.027 kWe/m2. Si tratta quindi di superfici di 37 m2/kWe. Bisogna inoltre allocare spazi per il passaggio per la pulizia e la manutenzione (la deposizione di polveri limita fortemente l’efficienza e la caduta di grandine può danneggiare i pannelli): si hanno valori di 55 m2/kWe. Per ottenere 1000 MWe, ovvero 1000 x 1000 kWe si devono quindi coprire 55 milioni di m2. Ovvero un quadrato di 7.5 km di lato. Ovvero 5500 ha. Il limite tecnologico è di 200 ha.
Si è quindi visto che per il 50% del tempo (di notte) il fotovoltaico (al contrario dell’eolico) non produce energia. Durante il giorno produce energia al valore massimo per il 30% del tempo (andamento insolazione e cielo coperto). Ciò significa che per avere la potenza di 1000 MWe durante il giorno bisogna costruire circa 3 impianti da 5500 ha in zone molto distanti fra loro in modo che quando in un impianto non c’è insolazione sia alta la probabilità che almeno uno degli altri 2 possa prendere carico. E’ il limite di questi impianti. Si tenga inoltre presente che per assicurare la stabilità della rete, nei nodi dove impianti eolici o solari immettono potenza (discontinua) bisogna costruire potenza certa per evitare il collasso della rete.


[19]
Per ottenere la potenza di 1000 MWe questo valore va diviso per il fattore di disponibilità dell’impianto: 12500/0.30=41667 (ha). Ciò significa che per avere la potenza di 1000 MWe bisogna costruire circa 4 impianti da 12,500 ha in zone molto distanti fra loro in modo che quando in un impianto non c’è vento sia alta la probabilità che almeno uno degli altri 3 possa prendere carico. E’ il limite di questi impianti. Si tenga inoltre presente che per assicurare la stabilità della rete, nei nodi dove impianti eolici o solari immettono potenza (discontinua) bisogna costruire potenza certa per evitare il collasso della rete. A differenza del solare l’eolico produce elettricità anche di notte, il suolo non è completamente coperto e può ancora essere usato per agricoltura (ma non per allevamento). I mulini a vento se non sono di potenze ridotte, producono forte rumore e una wind-farm, dove ci sono le aquile, uccide un’aquila al giorno. A rigore sulla punta di ognuna delle pale la normativa aeronautica prevederebbe una luce di potenza che dipende dell’altezza raggiunta dalla pala; tale luce, contrariamente alla potenza fornita dal mulino, deve essere accesa 24 ore la giorno e costituisce un’assorbimento non trascurabile (antinebbia per jet commerciale). La realizzazione delle tre wind-farm nelle gole tra l’Arizona e la California potrebbe essere la causa dello scavalcamento di Los Angeles da parte dei venti e la ragione dell’elevato inquinamento della città (un elevato numero di veicoli era presente anche prima della realizzazione delle wind farms).

[20] Le centrali nucleari possono essere usate se si vogliono produrre in maniera economica ventimila bombe atomiche per la lotta fra superpotenze. Le strutture e le attività necessarie sono rivelabili (esplosioni di prova etc). Per produrre poche bombe atomiche la via più facile ed economica consiste in attività di estrazione da miniera ed arricchimento. Le attività di arricchimento richiedono elevata tecnologia solo se si ricerca l’economicità. In uno scenario mondiale in cui l’energia nucleare è stata contrastata i paesi meno controllabili hanno bombe atomiche. Nessuno ha avuto bisogno di un programma nucleare civile. La via per impedire la proliferazione è un forte programma nucleare civile con gestione del combustibile “hands off”.

[21] Per costruire armi di distruzione di massa (non ben definite) nucleari c’è bisogno di strutture ed attività rilevabili. Nelle ceneri di un impianto a carbone si accumula ogni anno tanto combustibile nucleare sufficiente a fare un paio di bombe. Per costruire armi di distruzione di massa batteriologiche basta una cucina. Per costruire armi di distruzione di massa chimiche non serve neppure una cucina. Gli impianti non nucleari hanno strutture esili, estese e non protette e contengono materiali allo stato fluido, altamente infiammabili e sotto attacco sprigionano forti noti cancerogeni e veleni.

[22] La autorità per l’energia elettrica ed il gas ha fornito i seguenti dati, relativi alla sola componente variabile del costo del kWh. Marzo/aprile 2000: carbone 37 Lit/kWh; olio combustibile 71 Lik/kWh; gas 75 Lit/kWh. Gennaio/febbraio 2001: carbone 42 Lit/kWh; olio combustibile 107 Lit/kWh; gas 123 Lit/kWh.
Il prezzo del gas a bocca di pozzo tra il 1990 ed il 2000 è aumentato di 0.1 $/ft3 all’anno con picchi sistematici che hanno raggiunto il 320% in 1.5 anni. Una fonte di energia che non sarebbe mai scelta da un imprenditore libero che voglia avere un qualche grado di capacità di controllo sulla sua attività e sul suo investimento. Per il nucleare al contrario il costo del combustibile ha un impatto molto limitato sul costo totale del kWh (questo è un elemento dirimente sulla scelta di un imprenditore libero) e si mantiene stabile dopo essere sceso da 43 $/lb dopo la prima crisi del petrolio nel 1973 a 12 $/lb nel 1997. L’uranio è ben distribuito su tutto il mondo e non è necessario il controllo militare di vaste aree geografiche come è invece necessario per petrolio e gas. Tale costo non è oggi incluso nel costo di gas e petrolio e va considerato una forma forte di sovvenzione. Anche il numero delle società che arricchiscono l’uranio è abbastanza diversificato ed in ogni caso è attiva l’opzione dei reattori ad uranio naturale.


[23]
Per alcuni impianti 5 anni, per altri 3 anni. Oggi gli impianti sono stati molto semplificati.

[24] Tale dato include il 3% di costo di smantellamento. Al netto delle tasse il kWh in media in Italia viene pagato 205 Lit/kWh. Senza il costo di trasmissione tale capitale viene ripagato in 2 anni. Se il governo rinunciasse, come è ragionevole, alle tasse su questo kWh, il costo dell’impianto viene ripagato molto prima, inclusi i costi di trasmissione. Una simile strategia non sarebbe perseguibile altrettanto facilmente quando l’incidenza del costo del combustibile è così elevata come nel caso dei fossili.

[25] Costo di impianto 1300 $/kWe. Il dato non include i costi di smantellamento. I seguenti costi debbono essere inclusi o nel costo del combustibile o in quello di impianto. Non sono inclusi nel costo del combustibile adottato: strutture necessarie per la movimentazione dalla frontiera 500 $/kWe. Se non si include tale costo, il costo del kWh risulterebbe del 15% inferiore. Per il carbone valgono considerazioni simili a quelle fornite nella nota successiva per quanto riguarda le infrastrutture per il gas

[26] Costo impianto 700 $/kWe. Il dato non include i costi di smantellamento. Questo dato deve intendersi per una offerta promozionale in quanto il costo per kg dei materiali risulta stranamente basso. Si tratta di materiali preziosi (titanio) con lavorazioni da gioielleria. I seguenti costi debbono essere inclusi o nel costo del combustibile o in quello di impianto oppure si incorre nel caso Enron. Ogni contratto per linea con tubazioni in piano (per gallerie e mare fattore 2 o 3) di 2,500 km, al di sotto di 3.3 $/GJ per il primo anno e 2.2 $/GJ dopo 20 anni e di 5.4 $/GJ con tratto in metaniere, deve essere considerato sovvenzionato (20 anni di ammortamento al 3% e metano alla fonte dato a prezzo del costo di estrazione, cioè regalato; il prezzo del gas a bocca di pozzo è in genere l’80% del costo alle utilities: 3.3/0.2=17$/GJ e 2.2/0.2=11.0 $/GJ). Per il metano dalla regione caspita si ottiene con tubazioni 5.4 $/GJ e con tratto in metaniera 8.6 $/GJ. Il caso di centrale sul mare senza tubazioni è quindi meno favorevole. Nelle valutazioni in tabella si è usato 4.7 $/GJ. Non sono inclusi nel costo del combustibile adottato i costi della movimentazione dalla frontiera: 400 $/kWe. Se non si includesse tale costo, usando quindi 700 $/kWe al posto di 1200$/kWe ed un fattore di utilizzazione di 0.7 il costo del kWh risulterebbe di 99 Lit/kWh invece di 120 Lit/kWh. Usando al posto di 1200$/kW il valore di 300$/kWe ed un fattore di utilizzazione di 0.9 si ottiene un costo di 85 Lit/kWh contro le 59 Lit/kWh del nucleare che mostra la ragione per cui un vero libero imprenditore non ha convenienza a fare il kWh con il ciclo combinato invece che col nucleare neanche se gli regalassero l’impianto (per le tubazioni ed il gas vale quanto detto sopra).
Si dimentica spesso che ogni 10 impianti a gas ciclo combinato da 1000 MWe bisogna costruire una tubazione apposita fino ai punti di approvvigionamento (o metaniere che sono più costose). Nel caso quindi più economico di tubazioni su terreno piano (esclusi mare e gallerie) si ha 2.8 milioni $/km per 3,000 km diviso 10 uguale 840 milioni $ per centrale. Al costo di 700 $/kWe va quindi aggiunto 840 $/kWe. Il gas deve a questo punto essere pagato al suo valore alla fonte. Questo è il prezzo (più i costi di esercizio di 900 milioni $/anno diviso 10 e cioè aggiungere 11 mill$/kWh) minimo che si pagherà per tale kWh. L’intervento di società che facciano pagare questi impianti nel prezzo del gas può solo far aumentare tale costo. Anche la costruzione di una sola centrale a gas da 1000 MWe, per non perturbare la rete, richiede la costruzione apposita di centinaia di chilometri di tubazioni. Tale costo, non essendo attribuito al costo dell’impianto, viene fatto pagare sulla bolletta del gas. Tale schema di sovvenzione viene spacciato sotto il nome accattivante di “sinergia”.

[27] Si fa riferimento ad un impianto off-shore distante 30 km dalla costa e profondità di 40 m, caso di interesse per l’Italia. Per impianti su terraferma vengono dichiarati 1000 $/kWe e 10 mills/kWhe di O&M; in questo caso il costo totale è di 111 Lit/kWh.

[28] Il valore del capitale immesso nell’impianto non va a zero in 60 anni come gli altri impianti e le autorità non permettono di scaricarlo per intero sul costo del kWh. Questo è confermato dal mercato USA della compravendita delle centrali elettriche in cui le nucleari sono le uniche praticamente a mantenere il valore con un costo di acquisto per kWe installato simile a quello di costruzione. Tale considerazione non è stata tenuta in conto nel calcolo del costo. Le manutenzioni straordinarie prevedono la sostituzione dei generatori di vapore per un impianto nucleare ogni 30 anni, della caldaia per carbone, olio combustibile e gas e la ripalettatura della turbina a gas ogni 2 anni. Anche tali costi non sono stati inclusi.

[29]
Dati per il calcolo: acquisto uranio 220 $/kgUO2 (6 kg Unat per kgUO2 al 3.5%); trasformazione U3O8 a UF6 (6 kg Unat per kgUO2 al 3.5%) 33 $/kgUO2; arricchimento 457 $/kgUO2; fabbricazione 240 $/kgUO2; altro 40 $/kgUO2.Totale 990 $/kgUO2. Stoccaggio in cask o riprocessamento 800 $/kgUO2. Totale finale 1790 $/kgUO2.

[30] L’uso di un valore del 90% anche per il gas c.c non cambia lo scenario: 122 Lit/kWh invece di 126 Lit/kWh.

[31]
Per gli impianti a gas ciclo combinato il valore reale è molto inferiore; tale valore viene ottenuto a scapito della capacità di variare la potenza erogata in accordo alle richieste della rete. Contrariamente a quanto si ripete per il nucleare invece i francesi hanno dimostrato che le centrali nucleari non presentano questo problema.