fonti
Dalle fonti rinnovabili all'economia dell'idrogeno
technology review

(inviato in privato da donato taddei)

di Ugo Bilardo
Professore ordinario di ingegneria dei giacimenti di idrocarburi presso l'
Università di Roma «La Sapienza». È autore di numerose pubblicazioni su
produzione
e trasporto di olio e gas, geopolitica delle materie prime ed energy policy.

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, 8, 11-12 centesimi di 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 $/kW.
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), Giappone (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 15 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 Biliardo è professore ordinario di ingegneria dei giacimenti di
idrocarburi presso l'Università di Roma «La Sapienza». È autore di numerose
pubblicazioni
su produzione e trasporto di olio e gas, geopolitica delle materie prime ed
energy policy.