Il cosiddetto “rinascimento nucleare” non manca di “perfidi nemici”, soprattutto in Europa, dove la convenienza economica dei nuovi reattori viene confrontata con fonti rinnovabili come sole e vento, installabili in tempi molto più rapidi, a costi inferiori e con possibilità sempre maggiori di essere integrate con accumuli e altre risorse di flessibilità.
In Gran Bretagna, però, l’opposizione al nucleare non ha mai avuto la stessa forza che in diversi Paesi dell’Europa continentale.
A Londra non si è affermato un movimento antinucleare altrettanto radicato nella società e, soprattutto, l’atomo è stato considerato per decenni un elemento della sicurezza e della sovranità nazionale. Dagli anni Quaranta in poi, nonostante incidenti, costi elevatissimi e diversi fallimenti industriali, la classe politica britannica non ha mai realmente abbandonato l’idea del nucleare.
Proprio mentre il governo si prepara a rilanciarlo con un vasto programma di investimenti, arriva però un avvertimento dall’Università di Oxford: la nuova espansione dell’atomo potrebbe trasformarsi in un costo molto pesante per i contribuenti britannici, anche per la crescente difficoltà di integrare una fonte rigida come il nucleare in un sistema elettrico con quote sempre maggiori di produzione eolica e solare.
UK, dalla corsa atomica a Sellafield
La storia nucleare britannica affonda le sue radici nel progetto Manhattan per la realizzazione delle prime bombe atomiche statunitensi. Nel 1946 gli Stati Uniti decisero però di limitare l’accesso degli alleati ai segreti nucleari e il governo britannico scelse di sviluppare un programma militare indipendente.
Nel 1950 entrarono così in funzione i reattori di Windscale, in Cumbria, destinati alla produzione del plutonio necessario alla prima bomba atomica britannica, testata nel 1952.
Pochi anni più tardi il Regno Unito conquistò anche un primato nel nucleare civile: nel 1956, con l’inaugurazione di Calder Hall, entrò in funzione la prima centrale nucleare al mondo destinata alla produzione commerciale di elettricità.
I problemi emersero però molto presto. Nel 1957, anche a causa delle pressioni della corsa agli armamenti, il reattore a grafite di Windscale prese fuoco. Fu il più grave incidente nucleare della storia britannica, classificato al livello 5 su 7 della scala internazionale degli eventi nucleari. La contaminazione interessò le campagne circostanti e le autorità furono costrette a vietare per settimane il consumo del latte prodotto nella zona.
L’incidente non diede però origine a un movimento antinucleare paragonabile a quelli sorti successivamente in altri Paesi europei. Windscale, che negli anni continuò a registrare incidenti, perdite e contaminazioni, venne poi ribattezzata Sellafield. Il cambio di nome, naturalmente, non risolse i problemi. Sellafield è oggi uno dei siti nucleari più complessi e costosi d’Europa da gestire e smantellare.
Il costo complessivo della bonifica e del decommissioning nell’arco di circa un secolo è stimato in 136 miliardi di sterline, circa 159 miliardi di euro, mentre ogni anno vengono spesi circa 2,7 miliardi di sterline solo per mantenere il sito in condizioni di sicurezza.
Nonostante i problemi di Windscale-Sellafield, il nucleare britannico continuò a crescere fino al 1995, quando raggiunse una potenza di 12,5 GW e arrivò a fornire circa un quarto dell’elettricità del Paese.
Il declino successivo non fu determinato dalle proteste popolari, ma soprattutto dall’economia.
Con la privatizzazione del mercato elettrico avviata nell’era Thatcher e la crescente disponibilità di gas naturale del Mare del Nord, gli investitori si trovarono davanti a un’alternativa molto più conveniente. Le centrali a gas potevano essere costruite rapidamente, richiedevano capitali iniziali molto inferiori e consentivano ritorni economici in tempi decisamente più brevi rispetto ai reattori nucleari.
A complicare ulteriormente la situazione contribuì la scelta britannica di puntare sui reattori AGR raffreddati a gas, una tecnologia complessa e costosa che isolò il Paese dalla standardizzazione internazionale basata soprattutto sui PWR, adottati su larga scala dalla Francia. Così, i gas, più economico e flessibile, finì per soppiantare progressivamente l’atomo.
Londra torna a puntare sull’atomo
Oggi il Regno Unito dispone di circa 5,9 GW di capacità nucleare attiva, che copre intorno al 13% del fabbisogno elettrico nazionale. Una flotta considerata strategica per la sovranità energetica britannica, ma gestita quasi interamente da EDF, il colosso energetico controllato dallo Stato francese.
Poiché gran parte dei vecchi reattori britannici arriverà a fine vita entro la fine del decennio, il governo ha varato la Civil Nuclear Roadmap, con l’obiettivo di portare la capacità nucleare fino a 24 GW entro il 2050 e tornare così a coprire circa un quarto della produzione elettrica nazionale.
I pilastri di questo rilancio sono i grandi progetti di Hinkley Point C e Sizewell C, affiancati dal sostegno pubblico ai piccoli reattori modulari, gli SMR, sviluppati dal consorzio Rolls-Royce. Nei giorni scorsi, inoltre, l’autorità di regolamentazione ha ammesso i progetti avanzati di Centrica e X-energy alla fase di valutazione ufficiale per ulteriori 6 GW di potenza.
La strada del nuovo nucleare britannico sembra dunque tracciata.
A mettere in discussione questa prospettiva è però Bettina Wittneben, economista dell’Università di Oxford, che in un intervento pubblicato sul sito dell’ateneo individua quattro grandi categorie di rischio legate al ritorno dell’atomo: climatico, di sicurezza, di capacità della rete e finanziario.
Il primo riguarda gli effetti del cambiamento climatico sugli stessi impianti nucleari. Ondate di calore e siccità possono infatti costringere le centrali a ridurre la produzione a causa dei bassi livelli dei corsi d’acqua o dell’eccessiva temperatura delle acque utilizzate per il raffreddamento, proprio nei periodi in cui la domanda elettrica può raggiungere livelli elevati.
Anche nel Regno Unito, osserva Wittneben, la crescita del rischio di incendi boschivi può diventare una minaccia per le infrastrutture elettriche esterne dalle quali dipende la sicurezza degli impianti.
Il secondo rischio riguarda invece la sicurezza in scenari di guerra o di attacco deliberato. Quanto accaduto negli ultimi anni in Ucraina e, più recentemente, negli Emirati Arabi Uniti ha mostrato come le infrastrutture nucleari possano diventare obiettivi militari o trovarsi coinvolte direttamente nelle operazioni belliche.
Un reattore danneggiato durante un conflitto può così trasformarsi in un moltiplicatore delle conseguenze di un attacco, con rischi che vanno ben oltre l’impianto stesso.
Ma sono soprattutto gli altri due aspetti indicati da Wittneben – capacità della rete e costi – a sollevare interrogativi sulla strategia britannica.
Quando nucleare e rinnovabili producono troppo insieme
Il problema nasce dal tentativo di far convivere nello stesso sistema elettrico due caratteristiche molto diverse: la relativa rigidità della produzione nucleare e la variabilità delle fonti rinnovabili.
Parallelamente al rilancio dell’atomo, infatti, il Regno Unito sta costruendo una delle maggiori flotte eoliche offshore del mondo. Oggi conta circa 16 GW di eolico in mare, oltre a una capacità analoga sulla terraferma, e punta a una forte crescita nei prossimi decenni.
Anche il fotovoltaico, dopo una fase di rallentamento, è tornato a crescere rapidamente. Il governo britannico punta a raggiungere 45-47 GW di capacità solare entro il 2030.
Nel frattempo sono aumentati anche gli accumuli: circa 7 GW di batterie connesse alla rete, capaci per alcune ore di erogare una potenza superiore a quella dell’intera flotta nucleare nazionale.
Il nucleare viene spesso presentato come una risposta ai periodi di Dunkelflaute, cioè alle fasi in cui scarseggiano contemporaneamente vento e sole. Ma integrarlo in un sistema con quantità crescenti di produzione eolica e fotovoltaica non è semplice (Ecco perché il nucleare non si integra con le rinnovabili).
Per ragioni tecniche ed economiche un reattore è progettato per funzionare il più possibile in modo continuo e ad alta potenza. Non può essere acceso e spento rapidamente in funzione delle variazioni della produzione rinnovabile.
La domanda diventa allora opposta: cosa accade quando vento e sole producono contemporaneamente grandi quantità di energia?
È la situazione definita Hellbrise, letteralmente “brezza luminosa”: fasi nelle quali la disponibilità contemporanea di eolico e fotovoltaico genera un surplus di produzione elettrica.
Secondo Wittneben, con l’aumento della capacità rinnovabile questi fenomeni diventeranno sempre più frequenti. Se alla produzione eolica e solare si aggiunge una grande quota nucleare difficilmente modulabile, l’operatore di rete sarà costretto a ridurre la produzione di altri impianti, proprio quelli solari ed eolici, più semplici da “spegnere”.
Nel Regno Unito ciò avviene già oggi soprattutto con l’eolico: quando la rete non è in grado di trasferire tutta l’elettricità prodotta, in particolare dalle regioni settentrionali verso le aree di maggior consumo del sud, alcuni impianti vengono fermati e i produttori ricevono un compenso per l’energia che avrebbero potuto generare.
Questi costi di curtailment ammontano già a circa 1,5-2 miliardi di sterline l’anno e, secondo le proiezioni citate da Wittneben, potrebbero arrivare a 8 miliardi nel 2030.
A questa voce si aggiungono i meccanismi utilizzati per garantire la redditività dei nuovi impianti nucleari. Per rendere finanziabili progetti dai costi e dai tempi di realizzazione molto elevati, come Hinkley Point C, lo Stato britannico garantisce infatti agli investitori un prezzo minimo per l’elettricità prodotta per periodi molto lunghi (circa 120 sterline al MWh per 35 anni).
Il risultato è un possibile paradosso: nelle ore di forte produzione rinnovabile, quando i prezzi del mercato elettrico scendono fino a zero o diventano negativi, i consumatori potrebbero dover sostenere contemporaneamente il costo della produzione nucleare garantita e quello delle compensazioni (ad esempio tramite i contratti per differenza – CfD) riconosciute agli impianti rinnovabili costretti a ridurre la produzione.
In altre parole, tanto nei periodi di scarsa produzione rinnovabile quanto in quelli di abbondanza di sole e vento, i gestori delle centrali nucleari sarebbero in larga parte protetti dai rischi del mercato grazie ai meccanismi pubblici di garanzia, mentre una parte rilevante dei costi ricadrebbe sul sistema elettrico e, in ultima analisi, sui consumatori.
È qui che la storia d’amore tra la Gran Bretagna e l’atomo, sopravvissuta a tutto, rischia di infrangersi contro la dura realtà dei bilanci pubblici. Potrebbe incontrare il suo ostacolo più difficile: non tanto l’opposizione politica o sociale, quanto la sostenibilità economica di una grande flotta nucleare all’interno di un sistema elettrico sempre più ricco di fonti rinnovabili.
Secondo Wittneben, la sfida principale dei prossimi anni non sarà quindi produrre sempre più elettricità per affrontare i periodi di Dunkelflaute, ma rendere il sistema capace di gestire anche le situazioni opposte.
La priorità diventa allora potenziare le reti e aumentarne la flessibilità, intervenire sulla domanda, migliorare l’efficienza e sviluppare sistemi di accumulo in grado di utilizzare l’elettricità quando e dove è disponibile.
