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Forme di energia generate da fonti che per loro caratteristica intrinseca si rigenerano in tempi brevi come il sole, il vento, l’acqua, le biomasse, la geotermia e tutte le fonti assimilabili.

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Quale Energia: Dalle Fonti Rinnovabili all’Economia dell’Idrogeno - Ugo Bilardo -

È nella consapevolezza comune che per il futuro l’energia non potrà più essere largamente disponibile come per il passato e, quello che è peggio, allo stesso livello dei prezzi ai quali ci eravamo assuefatti grazie alla generosità dell’offerta di combustibili fossili negli ultimi 50 anni. Si continua a disputare sul numero dei prossimi decenni (da considerare breve termine) entro i quali si potranno ancora configurare le condizioni per un confronto produttivo tra combustibili fossili, energia nucleare ed energie RINNOVABILI, ma ci sono pochi dubbi sul fatto che, a lungo termine, queste ultime rimarranno la sola opzione praticabile come fonte di energia pulita e sostenibile.

Energie RINNOVABILI e IDROGENO (o meglio, l’economia dell’idrogeno) saranno allora le fonti in grado di fornire l’energia necessaria per la realizzazione del PIL (prodotto interno lordo) a un costo che, per esempio nei paesi ad alto reddito dell’area OCSE (Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico), è stato valutato (A. Verbruggen, 2006) intorno al 3,4 per cento dell’unità di PIL. Detto in altro modo, esse saranno le backstop supply technologies che, secondo la definizione introdotta negli anni del primo shock petrolifero dall’economista B. Nordhaus (1973), sono le tecnologie che possono fornire una quantità «illimitata» di energia a un dato costo (alto o molto alto).
Se si volesse attualizzare la già significativa aggettivazione illimitata, che rispondeva allora alla prevalente preoccupazione degli anni 1970,la si dovrebbe integrare oggi con qualificazioni più rassicuranti sotto altri aspetti, quali globalmente accessibile, pulita, sostenibile.

Tra le molte considerazioni che animano il dibattito sulla maturità delle tecnologie e sullo sviluppo dell’offerta nel settore delle energie RINNOVABILI, le più incisive vanno oltre i due argomenti citati, per concentrarsi su:

• l’esigenza di imprimere strategie unitarie e pervasive alla fase temporale di transizione verso un sistema strutturale energetico orientato alla sostenibilità;
Viene, soprattutto, messa in evidenza la perdurante assenza, nelle strategie di valorizzazione di strutture e modelli energetici innovativi, di una spinta propulsiva dell’offerta e di allocazione delle tecnologie mature sul mercato che si eserciti attraverso strumenti di penetrazione che vanno oltre le modalità di indirizzo e sostegno centralizzati esercitate tradizionalmente da stati e governi, e che possa far circolare la volontà di cambiamento, non più monocentrica ma condivisa, attraverso una rete socio-economica di interessi organici alla società civile e di iniziative e attori decentrati;

• l’esigenza di perseguire traguardi sempre più alti dell’efficienza negli usi elettrici finali.
Le iniziative a favore dell’efficienza che, tradotte in provvedimenti istituzionali, non sono che un aspetto della DEMAND SIDE MANAGEMENT (DSM), possono avere successo nei sistemi energetici decentralizzati e, in particolare, nelle applicazioni solari domestiche, solo se si traducono nella installazione di dispositivi di monitoraggio del consumo associato agli impianti. Nel perseguimento di alti livelli di EFFICIENZA ENERGETICA è stato individuato il necessario complemento delle politiche di riduzione delle emissioni di CO2 in atmosfera ed enfatizzato attraverso l’introduzione del concetto di negawatt (B. Truffer et Al., 2001), come «misura dell’energia non consumata» grazie a un comportamento più attento all’efficienza o grazie a un prodotto energy efficient.

Riguardo ai limiti della prassi di accompagnare nascita e crescita di tecnologie innovative con le usuali misure di incentivazione, viene espressa la duplice preoccupazione: da una parte, che i sistemi statali e le amministrazioni centrali seguano l’inclinazione ad accordare incentivi e sostegni sotto la pressione di lobbies organizzate e nella malintesa prospettiva di creare in tal modo un mercato, senza tener conto che ne deriverebbe principalmente una dilatazione dei costi,in primo luogo del costo sociale; dall’altra, che le politiche nazionali di promozione e sostegno della R&S sul versante delle FONTI ALTERNATIVE possano non soltanto apparire non allineate, ma oggettivamente interferire con il processo di liberalizzazione del mercato dell’energia, in atto in estese aree geopolitiche integrate nell’esercizio della sopranazionalità, quali l’Unione Europea.

Nella maggior parte delle analisi tecniche e socio-economiche, tuttavia, si manifestano forti e motivate perplessità sulla capacità delle tecnologie, da sole, di suscitare un’offerta efficace sul mercato ovvero di conquistarlo sulla base esclusiva degli innegabili vantaggi ambientali che esse presentano per le comunità dei consumatori.

La transizione dalle fonti tradizionali a un nuovo modello di produzione e di consumi di energia, viene idealmente prospettata come un moto d’insieme in un processo dinamico globale le cui condizioni al contorno sono date da innovazione tecnologica, vincoli internazionali dettati dai cambiamenti climatici in atto, sicurezza degli approvvigionamenti, costi e vita economica degli impianti e, infine, vantaggi per i bilanci economici dei consumatori e delle comunità.
Ma tale configurazione è puramente virtuale, dovendo essa confrontarsi, per quanto attiene al modello del moto d’insieme e almeno fino a quando gli utenti finali verranno chiamati a esprimere soltanto la loro avversione al carbone e al nucleare, con realtà strutturali sclerotizzate e difficilmente riconducibili a paradigmi di libero mercato se si lascia inalterato l’intreccio di posizioni dominanti e di interessi statuali, in paesi in cui operano compagnie nazionali di produzione e servizi energetici da fonti tradizionali. È palese la divaricazione tra la vocazione dello stato, sul versante istituzionale, a rappresentare gli interessi dei cittadini nell’accesso a beni e servizi pubblici al più basso costo e, sul versante della contabilità delle entrate, il suo ruolo obiettivo come percettore dei benefici economici derivanti dall’esercizio di prestazioni in beni, servizi e infrastrutture.

Le esperienze e le tecnologie illustrate di seguito riflettono, ciascuna nell’ambito della sua specificità, le strategie e gli obiettivi che, alle diverse scale, si propongono alle comunità dei consumatori di energia, e prospettano risultati che già si proiettano al di là dei tempi di transizione.

Senza addentrarsi nei dettagli delle singole proposizioni, si può ugualmente svolgere qualche considerazione riguardo alle grandi aree tematiche nelle quali esse si inquadrano e si incrociano:
biocombustibili (carburanti liquidi o gassosi ottenuti da trasformazione chimica o/e biologica di prodotti agricoli, residui e reflui agroindustriali e zootecnici), solare e FOTOVOLTAICO, idrogeno.

È lungo l’elenco dei prodotti classificabili come biocombustibili (8 indicati nella Direttiva UE n.2003/30/CE), ma allo stato dell’arte gli unici utilizzati su scala apprezzabile sono il BIODIESEL,l’etanolo e l’ETBE (etere etil-ter butilico), ottenuto da etanolo e isobutene, in modo analogo all’etere MTBE (etere metil-ter butilico), prodotto da METANOlo di sintesi). Il mercato è in espansione a livello mondiale, sotto la spinta di una tecnologia fortemente pervasa di senso comune che ha aperto la strada a larghe aspettative da parte degli utenti e a una sempre più stringente normativa ambientale. È il caso della legge sulla riformulazione dei carburanti negli Stati Uniti (reformulated gasoline, RFG) e della Direttiva europea citata, che hanno indotto un trend progettuale di motori ibridi, una ricca sequenza di accordi commerciali intercontinentali (BIOETANOLO tra Asia, Sud America e Stati Uniti), e un forte sviluppo dell’industria del BIODIESEL in Europa.

Il progressivo rigore della normativa può, però, arrivare a creare, come nel caso specifico, problemi di gestione ordinaria se risulta inadeguata l’offerta di BIOCARBURANTI in relazione alla sequenza temporale degli obblighi posti dalle leggi (per esempio, obbligo europeo di fornire benzina e gasolio, dal 1 luglio 2006 fino al 2010, riformulati con biocarburante fino al 5 per cento in contenuto energetico), obblighi che vanno oltre la disponibilità europea in termini di effettiva capacità di produzione di BIOMASSA nelle aree in argomento.

Quanto agli Stati Uniti, viene citato uno studio del Department of Energy (DOE) che valuta in 40 miliardi di galloni il volume di biofuels che potrebbero essere ottenuti dalla conversione di una produzione annua di BIOMASSA prevista in 1,38 miliardi di tonnellate, da confrontare con un consumo CORRENTE di 110 miliardi di galloni di carburanti liquidi.

Sotto l’aspetto della celerità della conversione del parco autoveicoli ai biocombustibili, la soglia critica è probabilmente legata alla produzione di una nuova e diffusa generazione di veicoli in grado di utilizzare indifferentemente i combustibili tradizionali o l’etanolo da BIOMASSA o una combinazione di entrambe le tipologie: l’esperienza dei flex-cars in Brasile può anche essere citato come un precedente incoraggiante.

Sotto l’aspetto del riequilibrio delle emissioni di CO2 il bilancio di massa del processo di combustione di biocombustibili, quale l’etanolo, si presenta peraltro largamente favorevole in quanto, almeno in teoria, la stessa quantità di CARBONIO emessa dal processo di combustione nei veicoli a trazione, verrebbe già assorbita dal ciclo vegetativo delle piante da cui l’etanolo è tratto. Un ulteriore oggettivo beneficio verrebbe accreditato sotto l’aspetto della riduzione della dipendenza dalle importazioni di greggio, in una misura che trarrebbe vantaggio anche dagli scarti della produzione agricola e dal contributo di tutta la vegetazione non utilizzabile a fini alimentari.

In particolare, la tecnologia innovativa illustrata da Gregory Stephanopulos del MIT, applicata a intensificare e irrobustire il processo biologico di conversione in etanolo della BIOMASSA, passa attraverso un processo che vede la BIOMASSA ridotta in piccole dimensioni, in modo che gli enzimi aggrediscano e frantumino molecole complesse come la cellulosa per ottenere quelle più semplici degli zuccheri, facilmente digeribili dalla popolazione microbica.
Quanto ai costi, è già stato fatto osservare che, posto che lo scenario sul quale si proiettano le aspettative di Stephanopulos è quello dei prezzi del petrolio alle stelle, i conti tornano solo se l’impiego dei combustibili fossili su tutta la linea di processo è molto contenuto.

Si tenga anche conto del fatto che la RFG spunta negli USA un premio di 10 cents$/GALLONE rispetto alla benzina, con un prezzo CORRENTE di questa che ha toccato i 3 $/GALLONE.
Non si può dimenticare, però, che se è legittima la ricerca del risparmio sulla lunga sequenza di rifornimenti del serbatoio che accompagnano la vita di un veicolo, lo è altrettanto la propensione al contenimento della spesa che si concentra sull’acquisto di un veicolo ibrido.

La diffusa aspirazione al contenimento della spesa, e quindi della potenza dei motori, può trovare una risposta nella proposta di Bromberg, D. Cohn e J. Heywood del MIT, che presentano una soluzione termodinamica astuta che si basa su due opzioni ben note riguardo ai cicli di combustione interna:

1) l’adozione di una potenza ridotta del motore, che implica una minore DISSIPAZIONE DI ENERGIA in generale, in particolare nei tragitti su percorsi nel traffico cittadino e l’inserimento di un turbocompressore, che può rispondere alla richiesta di maggiore potenza nelle circostanze in cui è necessario alzare il livello delle prestazioni. La turbina utilizza i gas di combustione del motore per la COMPRESSIONE della miscela di aria e carburante;

2) l’adozione di un alto rapporto di COMPRESSIONE nel ciclo di combustione interna, che esalta in misura significativa il rendimento del ciclo a parità di potenza.

Si ricorda che quest’ultimo accorgimento ha rappresentato una perenne aspirazione dei progettisti di motori a combustione interna, frustrato però dall’insorgere del fenomeno della «detonazione» (knock).
La soluzione presentata dai ricercatori del MIT appare estremamente attraente, in relazione alla loro affermazione di poter tenere a bada la detonazione dosando l’iniezione nella camera di combustione di etanolo (con un numero di ottano di molto superiore a quello della benzina), e di potere spingere tanto in alto il rapporto di COMPRESSIONE da realizzare un incremento della potenza fino al 250 per cento.

Con l’adozione di tale modello, il problema del conseguimento di un alta EFFICIENZA del motore a parità di potenza si sposta dal ciclo termodinamico alla logistica, nel senso che se il rapporto etanolo/benzina che si applica all’alimentazione del ciclo è di 1/20, come viene affermato, alle applicazioni commerciali sui veicoli dovrà essere garantito il rifornimento di etanolo sulla rete di DISTRIBUZIONE dei carburanti.

Quando si passa al dominio dell’idrogeno, ci si accorge che la maggior parte della attuale produzione di IDROGENO avviene ancora attraverso l’impiego di fonti fossili (carbone, petrolio, GAS NATURALE) e, in prevalenza, attraverso il processo di steam reforming:
una miscela di METANO e vapor d’acqua, portata a temperatura superiore agli 800 °C, reagisce con un catalizzatore e produce H e monossido di CARBONIO (CO).

Il rendimento di tali processi è compreso attualmente tra il 60 per cento-64 per cento, con la prospettiva di raggiungere il 68 per cento nel 2020. Allo stesso traguardo temporale, si prevede che possa essere realizzato anche l’obiettivo di portare il range di variazione dei costi di impianto a essere compreso tra 350 euro/kW installato per il processo di reforming di GAS NATURALE e 700 euro/kW per l’elettrolisi, con costi di produzione relativi all’elettrolisi di 7 cent/euro, 8 cent/euro e 11-12 cent/euro/kWh a seconda che l’energia sia di fonte idroelettrica, solare termica o eolica.

Tra le opzioni economicamente praticabili per la produzione di idrogeno, oggetto di intenso dibattito soprattutto in Europa, figura il ricorso all’energia nucleare e all’impiego del carbone: quest’ultimo caso prevede la combinazione con la cattura e lo STOCCAGGIO della CO2, una tecnologia alla quale l’Unione Europea ha dedicato nell’ultimo decennio significative iniziative di ricerca attraverso la sperimentazione in impianti pilota di cattura e STOCCAGGIO in giacimenti semiesauriti e acquiferi profondi.

In verità, le prospettive di una rifondazione culturale basata sull’economia dell’idrogeno sono essenzialmente affidate non solo all’esito della sfida sui costi delle tecnologie, ma anche e sopratutto sulla capacità di trascinamento delle energie RINNOVABILI che le tecnologie dell’idrogeno mostrano di avere, creando le condizioni di mercato per la loro penetrazione.

La VIRENT Energy System, una piccola compagnia con sede a Madison (WI) ha elaborato un progetto di generazione di IDROGENO da biomasse con una unità di potenza modesta alimentata a corn syrup (cereali fermentati, come in una distilleria a base di avena, grano eccetera).

È un progetto che persegue la finalità, suggerita dalla Marina degli Stati Uniti, di poter disporre di piccoli generatori (intorno a 1 kW) portatili a celle a combustibile che consentano di alimentare fino a 20 personal computer.
Il processo di conversione adottato (reforming in fase acquosa) consente in particolare di operare a relativamente basse temperature, in fase liquida invece che con vapore e in presenza di catalizzatori estremamente attivi, con il risultato finale di ottenere IDROGENO a un costo competitivo con quello prodotto da METANO (2-3 $/kg).

Il fronte dei costi presenta una significativa novità anche in relazione alla nuova tecnologia solare che tenta di abbattere il limite rappresentato dal costo del silicio cristallino per la filiera del solare FOTOVOLTAICO (PV).
L’approccio, non nuovo, consiste nella possibilità di concentrare la radiazione luminosa sui pannelli piani mediante specchi o lenti, che riduce materialmente l’area della superficie trattata a silicio, ma l’apporto innovativo della Prism Solar
Technolgies di Stone Ridge (NY) consiste nella applicazione di pannelli olografi (una configurazione stratificata di superfici che per diffrazioni in cascata trasmette la radiazione a uno strato terminale in silicio molto ridotto) consente di abbassare i costi da circa 4 a 2,5 $/kW, e in prospettiva fino a 1,5 $/watt.

Il risultato appare molto significativo, anche se la capacità di concentrazione della radiazione si può valutare intorno a un fattore 10, mentre quella propria del sistema a lenti o specchi può raggiungere un fattore 100 o approssimarsi a 1.000.
Tra le semplificazioni che ne derivano, non è secondaria quella relativa alla eliminazione di una complicazione, insita nel sistema a concentrazione diretta, quella di dover orientare meccanicamente lenti e specchi cosiddetti «passivi» in direzione del sole per intercettare direttamente e con continuità la radiazione:
gli ologrammi intercettano la radiazione sotto angolazioni diverse e, quindi, non sono richieste parti mobili.

Il sistema richiede dal 25 all’85 per cento di silicio in meno rispetto ai pannelli piani a silicio cristallino, a parità di energia prodotta nel tempo.

Le prestazioni del solare a concentrazione sono tanto più apprezzabili quanto meglio si tiene presente che, tra i fattori più significativi che concorrono a disegnare un futuro fondato sull’economia delle fonti RINNOVABILI, è determinante (insieme alla necessità di ridurre le emissioni di CO2; la ricerca di sicurezza degli approvvigionamenti, in relazione alla localizzazione delle RISERVE di olio e GAS NATURALE in aree geopolitiche altamente instabili oltre che al loro esaurimento; la vulnerabilità dei paesi consumatori al regime dei prezzi dei combustibili fossili, in un quadro di crescente divaricazione tra domanda e offerta) anche la vulnerabilità dei sistemi energetici centralizzati esposti alla montante aggressività del terrorismo internazionale.
Accanto a queste considerazioni, si deve tenere conto dei condizionamenti che possono derivare da fattori strutturali e locali, quali la dinamica dell’innovazione tecnologica, le iniziative di incentivazione e sostegno dei governi, gli investimenti pubblici e privati in R&S, il grado di competitività associato alle prestazioni di beni e servizi nelle diverse aree geopolitiche e, infine, gli elementi strutturali che possono fungere da barriere o da freno alla sviluppo delle opzioni strategiche a favore dell’idrogeno.

Ci sono fin troppi indizi che mettono in condizione di individuare facilmente una obiettiva funzione di freno, se non di barriera.
Per esempio: il grado di copertura delle infrastrutture sul territorio e della loro articolazione e, nel caso di insufficienti infrastrutture, nel grado di vitalità che si assegna al mercato di veicoli a celle combustibile; i costi di produzione dell’idrogeno a basso tenore di CARBONIO e di celle a combustibile; il grado di maturità tecnologica dell’area, in relazione alla vita economica efficace delle fuel cells e alla rete dei servizi di rifornimento dei veicoli a fuel cells.
Sotto quest’ultimo aspetto, appare determinante la scelta relativa alla particolare architettura o modalità tecnologica alla quale si affida la DISTRIBUZIONE di vettori energetici quali l’idrogeno, ovvero all’alternativa tra architettura centralizzata o decentralizzata.

Un sistema energetico centralizzato può contare su una larga varietà di fonti di generazione dell’idrogeno, che spazia dall’elettrolisi e dall’impiego di energia elettrica da impianti nucleari allo steam reforming di GAS NATURALE, dai processi alimentati da BIOMASSA fino alla GASSIFICAZIONE del carbone. È condizione essenziale, però, che si possa fare affidamento su una rete infrastrutturale adeguata, che consenta, specie per il rifornimento del parco veicolare, la TRASMISSIONE e DISTRIBUZIONE attraverso pipelines e reti di DISTRIBUZIONE locale.

Non mancano, naturalmente, posizioni più o meno esplicitamente critiche nei riguardi delle aspettative che si affidano all’idrogeno.
Più esplicita delle altre, certamente è quella che viene esposta da George Olah, Premio Nobel per la Chimica (1994), che sostiene che «solo lo STOCCAGGIO di energia sotto forma di METANOlo, e non di idrogeno, potrebbe porre fine alla dipendenza dai combustibili fossili e trasformare l’ANIDRIDE CARBONICA da principale responsabile del riscaldamento globale in materia prima per la realizzazione dell’economia al METANOlo» (Beyond Oil and Gas: the Methanol Economy, Wiley-Vch, 2006).
Il metodo di base consisterebbe nella conversione in METANOlo del GAS NATURALE (METANO), per il quale si può fare affidamento sulle ingenti RISERVE distribuite nel mondo.
Secondo John Heywood del MIT, i 15 anni previsti per l’immissione sul mercato di veicoli a celle combustibile a IDROGENO rappresentano un lasso di tempo ragionevole per conseguire risultati competitivi sul terreno della produzione e STOCCAGGIO di IDROGENO e del costo delle celle a combustibile.

Non ci si può nascondere, però, che le maggiori difficoltà al pieno sviluppo delle nuove tecnologie veicolari, senza distinzione tra motori a combustione interna, veicoli a celle a combustibile e ibridi è previsto che deriveranno dalla tempistica legata alla sovrapposizione di tre fasi:

1) la sopravvivenza del parco macchine tradizionali;

2) l’immissione di veicoli a celle a combustile a IDROGENO (sono previsti 25 anni perché questi veicoli arrivino a costituire 1/3 dei nuovi autoveicoli messi in circolazione e altri 20 anni perché rappresentino 1/3 del parco macchine in circolazione);

3) la vita economica dei nuovi veicoli che, secondo Heywood, non supererà i 15 anni.

Da qui la considerazione che il migliore avviso al breve e medio termine sia quello di guardare con prudenza ai tempi di sviluppo dell’innovazione e, nel tempo stesso, trarre il maggior profitto dal patrimonio di tecnologie di cui si dispone.
Se c’è una tecnologia che possa essere considerata consolidata e affidabile, questa è la GASSIFICAZIONE del carbone e sono anche numerosi gli impianti che si dedicano alla cattura della CO2 emessa in grande scala dai processi di gassificazione. La scelta tecnologica praticata da Vattenfall AB, compagnia di servizi con sede a Stoccolma, consiste nel modificare un impianto di potenza convenzionale bruciando polvere di carbone (a 600 °C, con un rendimento del 45 per cento rispetto al 40 per cento corrente) in atmosfera di ossigeno invece che aria.

La miscela di gas di emissione del processo è costituita in gran parte da azoto e da CO2 e acqua, la separazione dei quali è normalmente abbastanza onerosa.
L’innovazione di Vattenfall AB, sotto la sigla Oxifuels, consiste nell’ottenere una emissione sostanzialmente priva di azoto, dalla quale viene successivamente rimossa l’acqua per condensazione, ottenendo una CORRENTE di sola CO2 che, una volta affermato il processo, sarà destinata ad essere iniettata in acquiferi profondi, eventualmente salini, o in giacimenti semiesauriti.

Ed ecco che, anche riguardo alla TRASMISSIONE dei combustibili, una linea «modale» può essere oggi quella che associa l’idrogeno alla CO2 nella produzione di sintesi di combustibili liquidi, quali il METANOlo, che può essere impiegato nei veicoli a celle a combustibile seguendo un processo di reforming on-board.

Si può ancora arrivare a configurare una modalità di DISTRIBUZIONE, complementare alle diverse scale territoriali, che lavora su una linea di produzione di IDROGENO «in scatola», ovvero sul confezionamento di IDROGENO in cartucce, che consentirebbe di superare la prassi CORRENTE del rifornimento dei serbatoi.

È ragionevole pensare che l’impatto di tecnologie innovative, rispettivamente di piccola e di grande scala, sarà decisivo perché una modalità di STOCCAGGIO e di rifornimento prevalga sull’altra.
Per esempio, l’affermazione di procedure di STOCCAGGIO di IDROGENO in fase liquida a basso costo porterebbe alla estinzione delle architetture decentralizzate, data la incompatibilità economica del processo di liquefazione di piccola scala.

E, simmetricamente, la praticabilità logistica ed economica del processo di reforming on-board porterebbe alla affermazione del combustibile liquido di sintesi, eliminando la necessità di serbatoio dedicato all’idrogeno sui veicoli.

Last but not least, le prospettive dell’energia nucleare.

L’opzione nucleare ha recentemente goduto di un vigoroso rilancio, dovuto non soltanto al risorgere dei wishful thinkings di ispirazione ambientale che non si sono mai spenti anche negli anni seguiti agli incidenti di Three Miles Island e di

Chernobyl, ma soprattutto a causa delle incertezze che si addensano sulle forniture di greggio e di gas dalle aree geopolitiche di produzione, prevalentemente definite instabili, e dei forti rincari delle fonti fossili, senza eccezione.

È soprattutto l’Europa, con le sue contraddizioni e il suo grande problema di conciliare sostenibilità ambientale, sicurezza degli approvvigionamenti e ambiguità nucleare, che si muove con diffidenza e povertà di strategie.

Anche il blocco del nucleare esistente ha costi rilevanti, come sanno bene gli italiani che continuano a pagare un kWh elettrico gravato degli oneri delle operazioni di chiusura delle loro centrali negli anni 1980 - Garigliano, Latina, Trino Vercellese e

Caorso - e dell’abbandono del progetto di Montalto di Castro, e come hanno appreso i contribuenti svedesi con l’esborso di più di un miliardo di euro per la chiusura di una centrale la scorsa estate.

Da una recente rassegna del quadro mondiale degli impianti nucleari in esercizio e delle realizzazioni già avviate o in programma (P.Venditti, 2006), risulta che nei 33 paesi che hanno impianti in funzione (443 centrali, 77 delle quali in funzione da più di 30 anni, per una potenza complessiva di circa 370.000 MW) la generazione nucleare raggiunge 2.620 miliardi kWh/anno, in media il 20 per cento circa della produzione elettrica complessiva in quei paesi (2004) e che la quota nucleare nei paesi OCSE supera, con l’eccezione del Canada (15 per cento), tale valore medio: Francia (78,1 per cento), Belgio (55,1 per cento), Svezia (51,8 per cento), Svizzera (40 per cento per cento), Germania (32,1 per cento), Giapppone (29,3 per cento), Finlandia (26,6 per cento), Spagna (22, per cento), USA (19,9 per cento).

Dal 1986 alla fine del secolo scorso, non sono stati commissionati nuovi impianti in alcuno di questi paesi, tranne che in Francia e Giappone che non hanno interrotto i loro programmi, mentre Germania e Svezia hanno aperto un percorso parlamentare per il blocco delle attività.

La Francia non è andata oltre le sue 56 centrali in esercizio che, oltre alla copertura della domanda interna, le consentono una quota significativa di esportazione di energia elettrica e un alto POTENZIALE di commercializzazione sul mercato mondiale del suo know how; solo la Finlandia ha aperto i cantieri per la realizzazione del primo impianto nucleare in Europa negli ultimi dieci anni (anche gli Stati Uniti non hanno attualmente impianti in costruzione. Di certo, incide negativamente la problematica relativa allo smaltimento delle scorie nucleari, ed ecco che il problema si fa politico e vengono fuori i nodi relativi alla capacità di aggregazione di un consenso democratico, razionale e non emotivo, intorno ai problemi delle comunità, superando localismi, interessi di parte e, soprattutto opportunismi politici.

La riapertura del confronto tra nucleare e le altre fonti ha visto un ampliamento dello spettro dei termini di valutazione economica e di analisi del rischio.

A partire dalla usuale contrapposizione tra gli svantaggi in termini di maggiori costi e tempi di realizzazione degli impianti (approssimativamente il doppio rispetto al termoelettrico a carbone e a GAS NATURALE) e la convenienza del costo di produzione del kWh (il 20 per cento e il 5 per cento in meno, rispettivamente, del gas e del carbone), si deve prendere atto di una decisa superiorità dell’opzione nucleare in termini di emissioni di CO2 (4 grammi di CO2 per kWh nucleare prodotto, il 4 per mille circa rispetto alle emissioni delle altre fonti).

La linea di ricerca sullo sviluppo dei reattori a sicurezza intrinseca ha fatto inoltre maturare progetti, anche europei, che vanno oltre l’orizzonte della terza generazione, basati sulla evoluzione dei reattori ad acqua in pressione e si prepara una «quarta generazione» di reattori veloci e supercritici con diverse tecnologie di raffreddamento, dal gas, al piombo, al sodio, a sali fusi.
Il costo crescente delle emissioni di CO2 e la necessità dei paesi fortemente dipendenti da approvvigionamenti esterni di sottrarsi al giogo di un mercato del greggio il cui controllo sfugge ormai anche alle decisioni dell’Organizzazione dei Paesi

Esportatori di Petrolio (OPEC), e del GAS NATURALE, divenuto uno strumento del potere politico delle oligarchie russe, mostrano di potere ancora mantenere aperta l’opzione strategica a favore del nucleare e delle clean coal technologies.

Ugo Bilardo