Per sei reattori nucleari da 72,8 miliardi di euro, interessi azzerati durante i cantieri, una garanzia statale gratuita, rischi interamente a carico del pubblico e un CfD lungo quattro decenni a prezzi molto superiori a quel che costa già oggi l’energia da fotovoltaico con storage.
La notifica francese alla Commissione europea per il suo piano per nuove centrali mostra cosa servirebbe per rendere finanziabile il nuovo nucleare. Senza sostegno, si legge nel documento, secondo Parigi il rendimento sarebbe dell’1-3%, quindi troppo basso per giustificare la decisione di investimento.
Bruxelles, che ancora deve approvare il piano, riconosce che dimensione dell’investimento, esposizione per decenni a prezzi elettrici incerti e rischi politici e regolatori creano un fallimento del mercato, ma dubita che l’aiuto sia proporzionato, e si chiede perché la garanzia debba essere gratuita, temendo che una quota eccessiva di costi e rischi finisca sulle spalle dello Stato.
Insomma, dal documento (pdf in basso) si possono trarre alcune lezioni utili anche per i promotori del nucleare italiano, tenendo conto che vengono dalla Francia, nazione con oltre mezzo secolo di esperienza nel campo e una società (Edf) interamente pubblica, mentre da noi l’impresa sull’atomo sarebbe quasi certamente ancora più difficile.
Il nuovo programma nucleare francese
Il programma francese comprende sei Epr2 per 9.990 MW a Penly, Gravelines e Bugey. La stima di 72,8 miliardi (prezzi 2020), ancora da validare con la decisione finale di investimento, va precisato, non include gli oneri finanziari maturati durante la costruzione.
Il primo getto di calcestruzzo a Penly è previsto entro fine 2028, l’avvio in prova del primo reattore nel 2038 e dell’ultimo nel 2044.
Tempi e costi da prendere con cautela, visti i precedenti degli ultimi Epr costruiti in Europa: dall’apertura dei cantieri all’esercizio commerciale sono serviti quasi 18 anni per il reattore finlandese di Olkiluoto3 e 17 anni per quello francese, Flamanville 3; i costi del primo sono raddoppiati e quelli del secondo più che triplicati.
Oltre all’investimento iniziale, per i 6 nuovi reattori la Francia stima inoltre 120-155 miliardi di euro (2020) per esercizio, combustibile, manutenzione e fase successiva alla chiusura lungo i 60 anni di vita previsti.
Una cifra distribuita su decenni, quasi impossibile da stimare – aggiungiamo noi: si vedano a proposito i costi per il decommissioning in Italia, che continuano ad aumentare e che, a 36 anni dalla chiusura dell’ultima centrale, ancora non hanno un orizzonte temporale definito.
Nel piano di Parigi, un prestito agevolato coprirebbe il 60% della costruzione, circa 44 mld €. Per la società veicolo di Edf il tasso sarebbe pari a zero durante i lavori e fisso al 3% dall’entrata in esercizio. Dopo quattro anni senza rimborso del capitale, ogni tranche verrebbe ammortizzata in 35 anni.
Il finanziamento sarebbe senza rivalsa su Edf in caso di default e interamente garantito dallo Stato, senza commissione. Condizioni che, osserva Bruxelles, non sarebbero offerte da nessun operatore di mercato.
Un prezzo protetto per 40 anni
Il secondo pilastro è un CfD bidirezionale per ogni reattore: la notifica indica un target iniziale di 90-120 €/MWh (prezzi 2024) e uno strike price di 85-115 €/MWh, sottratti gli altri ricavi attesi.
Il prezzo sarebbe indicizzato ogni anno, anche se la formula non è ancora fissata, e i parametri potranno essere rivisti prima dell’avvio del primo reattore e poi ogni cinque anni. Alle date oggi previste, la protezione dell’ultima unità potrebbe arrivare fino al 2084.
Per eventuali extracosti, Edf dovrebbe anticipare i primi 15 miliardi (comunque con denaro pubblico); tra 15 e 30 miliardi, invece, il 90% sarebbe finanziato dallo Stato con un altro prestito agevolato, ma oltre quella soglia non è stato deciso nulla.
Se gli aumenti derivassero dai cosiddetti motivi legittimi fuori dal controllo di Edf, lo Stato potrebbe inoltre compensare la società alzando lo strike price o con un trasferimento non rimborsabile. Non è dunque strano che la Commissione Ue tema che il meccanismo, ancora poco definito, sposti sul pubblico una parte sproporzionata del rischio.
Il costo di non poter più cambiare strada
Ma non è solo una questione di enormiin vestimenti pubblici, che, nell’opinione di chi scrive, possono anche essere giustificabili se il fine è la decarbonizzazione e la sicurezza energetica. La cosa più impressionante di questo piano è che, in un mondo dell’energia in evoluzione vertiginosa, si rinuncia alla possibilità di adattare gli investimenti ai tempi che cambiano.
La Francia, cioè, si prepara a una decisione industriale irreversibile sulla base di ipotesi economiche che arrivano fino agli anni Ottanta di questo secolo e molto più avanti contando il decommissioning.
A farlo notare, in un post LinkedIn, è ad esempio António Coutinho, ceo di Edp Inovação e presidente dell’Associação Portuguesa da Energia, che ha commentato la notifica francese con un confronto con il modello iberico, che procede invece per investimenti modulari in eolico e fotovoltaico, ai quali può aggiungere storage.
A ogni asta, fa notare, Spagna e Portogallo possono aggiornare i prezzi, sfruttare la discesa dei costi o cambiare tecnologia, osserva Coutinho. Poi confronta i sei Epr2 con circa 54 GW di eolico e FV aggiunti in dieci anni nella penisola iberica, ai quali attribuisce una generazione di 80 TWh annui, contro i 66,7 TWh medi previsti per il programma francese, e ricorda inoltre aste e Ppa tra 11 e circa 45 €/MWh.
Ovviamente un MWh variabile non equivale a uno programmabile, ma il confronto cambia aggiungendo accumuli e flessibilità. Come abbiamo riportato, la stima Irena, ai costi attuali, è di 47-71 €/MWh per energia 24 ore su 24 da FV con batterie (contro 90-110 €/MWh stimati dallo studio Edison-Ansaldo Nucleare-Teha per eventuali centrali italiane).
Il punto è il valore dell’opzionalità e il dirigente di Edp ricorda che la stessa Edf nel 2024 ha accantonato il progetto originario del suo Smr Nuward, ancora sulla carta, proprio per ripartire da un design più semplice e puntare sugli Epr.
Quale insegnamento per l’Italia?
La notifica francese assume per i sei Epr2 66,7 TWh annui, circa il 76% della produzione teorica massima, sulla base di una disponibilità dell’88% e di un utilizzo dell’86-92%.
Ma su un orizzonte che arriva a fine del secolo nessuno sa oggi quanto cresceranno Fer e flessibilità: se i reattori dovessero modulare più del previsto e produrre meno ore, il costo del MWh dalle nuove centrali nucleari salirebbe sensibilmente rispetto a quanto previsto.
Lo schema di supporto per il piano italiano al centro del ddl deve ancora essere scritto, ma le richieste, è emerso dalle audizioni, sono già simili: Edison propone prestiti agevolati o garanzie statali, copertura degli extracosti della prima serie e CfD; Ansaldo chiede compartecipazione pubblica agli investimenti; il Gse indica Rab, CfD, Ppa e garanzie pubbliche di ultima istanza.
In poche parole, senza garantire il finanziatore e trasferire al pubblico una parte rilevante dei rischi, il nucleare non si fa. La lezione francese ce lo mostra con una tecnologia matura, i grandi Epr2, e una filiera rodata, mentre l’Italia punta su Smr ancora da selezionare e dai costi ancora ignoti.
- La notifica francese (pdf)
