Nucleare, in Francia costi che lievitano e tempi incerti: la Corte dei conti ferma i nuovi impianti

Per quanto riguarda il costo di produzione dell’elettricità da Flamanville 3, «Edf ha ribadito che non si sta calcolando il costo di produzione di ciascun bene ma un costo di produzione del parco integrato, presso la rete di produzione francese – si afferma -. Sulla base di un costo di investimento rivisto a 20,4 miliardi di euro nel 2015, da ammortizzare in 60 anni di attività» è il ragionamento e «rimanendo nell’ipotesi di un fattore di carico pari all’85%, l’impianto potrebbe raggiungere una redditività solo del 4% (in termini reali) con un prezzo di vendita superiore a 110 €/MWh, ovvero 122 €/MWh. Una redditività del 7% implicherebbe un prezzo di vendita di almeno 155 €/MWh, o 176 €/MWh».

Una riflessione su questi prezzi è inevitabile: si tratta di valori molti alti e in qualche modo paragonabili ai costi odierni per l’energia elettrica prodotta con il gas. Accade però che l’Italia ogni anno acquisti contingenti rilevanti di energia elettrica prodotta con il nucleare in Francia (da impianti preesistenti) a prezzi molti bassi, poco superiori a 50 euro a megawattora. Se per ammortizzare gli investimenti necessari (e abbiamo visto come per impianti come quello di Flamanville si parla di decine di miliardi di euro) servono prezzi così alti, allora forse non è infondato il ragionamento di chi ritiene che la generazione di energia elettrica in Francia benefici di ingenti sussidi pubblici. Un aspetto che deve far riflettere anche per gli impianti di nuova generazione come gli Smr che si vorrebbero realizzare in Italia: è vero che sono più piccoli e richiedono meno investimenti, ma la certezza sul fatto che il costo dell’energia possa essere più basso di quello del gas la si potrà avere solo quando gli impianti entreranno in funzione.

Anche i progetti di reattori Epr all’estero hanno registrato notevoli costi e ritardi, come Olkiluoto 3 in Finlandia, Hinkley Point C nel Regno Unito. «I reattori Epr Taishan 1 e Taishan 2 sono stati messi in servizio in Cina nel 2018 e nel 2019, cinque anni in ritardo e con un costo aggiuntivo del 60% rispetto al budget previsto», si osserva. La situazione in Gran Bretagna desta ancora più preoccupazioni. A Hinkley Point «Edf si trova a far fronte ad un notevole aumento dei costi accompagnato da un nuovo ritardo di due anni, e ad un pesante vincolo di finanziamento causato dal ritiro del co-azionista cinese».

Inizialmente previsto per il 2025, «l’obiettivo di avviare la produzione di energia elettrica era già stato posticipato nel 2022 a giugno 2027, con il rischio di un ulteriore rinvio della consegna delle due unità, stimato in 15 mesi. Una recente revisione del progetto ha portato Edf a posticipare questo obiettivo tra il 2029 e il 2031», si racconta. E ancora: «la stima del costo di completamento dell’impianto è aumentata di circa il 30% tra l’ultima revisione (gennaio 2024) e quella precedente (maggio 2022), passando da una stima compresa tra 25 e 26,1 miliardi di sterline nel 2015 a 31 e 34 miliardi di sterline nel 2015».

Per quanto riguarda l’altro progetto Epr di Sizewell nel paese, «i ritardi si stanno già accumulando prima ancora che venga presa la decisione di investimento, con le prime conseguenze negative in termini organizzativi e finanziari. La Corte raccomanda pertanto di non approvare una decisione definitiva di investimento di Edf in Sizewell C prima di ottenere una riduzione significativa della sua esposizione finanziaria in Hinkey Point», dice la Corte. Sperando che qualcuno si fermi ad ascoltare e non sia parole dette al vento.