Energia nucleare e fonti rinnovabili DISPONIBILITÀ, IMPATTO AMBIENTALE, SICUREZZA, ECONOMIA, PROSPETTIVE Prof. Ing. Ugo Spezia Segretario Generale AIN

Le fonti energetiche primarie Fonti energetiche fossili petrolio carbone gas naturale Fonti energetiche nucleari uranio plutonio torio Fonti energetiche rinnovabili Fonti rinnovabili classiche: energia idraulica energia geotermica Nuove fonti rinnovabili: energia eolica (vento) energia solare (termica, fotovoltaica) combustibile derivato dai rifiuti (CDR) biomassa (legna da ardere) biocombustibili (bioetanolo, biogas)

Il “caso idrogeno” (1) L’idrogeno esiste in natura allo stato gassoso in piccola percentuale nella composizione dell’aria, e quindi deve essere prodotto artificialmente per via termica dal metano (H2O + CH4  2H2 + CO2) per via elettrolitica dall’acqua (2H2O  2H2 + O2) per via radiolitica dall’acqua (2H2O + γ  2H2 + O2) In tutti i casi è necessario un apporto di energia esterno, e nei primi due casi il bilancio economico-energetico complessivo è negativo. L’idrogeno, quindi, non è una fonte di energia, ma un vettore energetico, conveniente per altri motivi (impatto ambientale nullo) solo se si riesce a produrlo a basso costo.

Il “caso idrogeno” (2) Elettricità necessaria per produrre l’idrogeno: 5 kWh/m3 Costo medio di produzione del kWh in Italia: 112 Lire/ kWh Costo dell’idrogeno elettrolitico: 560 Lire/m3 Energia prodotta bruciando idrogeno: 2.576 kcal/m3 Costo dell’energia prodotta bruciando idrogeno: 0,217 Lire/kcal Conclusioni: L’idrogeno costerebbe il 30% più del metano a fronte di un potere calorifico pari a un terzo di quello del metano. L’energia necessaria per produrre idrogeno per via elettrolitica è 1,5 volte quella che si può poi ottenere dalla sua combustione. L’unico vantaggio è l’impatto ambientale nullo in fase di combustione

L’impiego delle fonti energetiche Le fonti energetiche primarie non sono automaticamente sostituibili tra loro, in quanto hanno caratteristiche intrinseche diverse che riguardano: il tipo di energia producibile (termica, meccanica, elettrica) la potenza specifica (energia per unità di massa, volume, superficie occupata dagli impianti, ecc.) la scala degli impianti (economia di scala) la disponibilità (costante, periodica, casuale) i costi di approvvigionamento i costi di trasformazione (impianto e manutenzione) l’impatto ambientale e i rischi associati

Gli usi prevalenti dell’energia Il fabbisogno prevalente di fonti energetiche riguarda: la produzione diretta di mobilità (trasporti) la produzione diretta di calore la produzione di elettricità Mentre i primi due sono usi finali, il terzo è un uso intermedio, e consiste nella trasformazione delle fonti primarie in una forma di energia particolarmente idonea all’uso differenziato e alla distribuzione su larga scala. Nei paesi industriali avanzati il 33% dell’energia primaria è utilizzato per produrre mobilità il 33% dell’energia primaria è utilizzato per produrre calore il 33% dell’energia primaria è utilizzato per produrre elettricità

Fonti “alternative” e “integrative” Le fonti energetiche primarie sono dunque considerate “alternative” o “integrative” sulla base della loro attitudine a produrre mobilità calore elettricità a condizioni confrontabili di versatilità disponibilità costo

Le politiche di incentivazione delle fonti rinnovabili DAL PRIMO PEN AI “TETTI FOTOVOLTAICI”

Le politiche di incentivazione Gli strumenti normativi Pianificazione energetica PNRE 1975 (Piano Nazionale per la Ricerca Energetica) PEN 1981 (Piano Energetico Nazionale) PEN 1985 PEN 1988 Provvedimento CIP 6/92 Provvedimento CIPE 137/98 Decreto Legislativo 79/99 Decreto Ministeriale 11.11.1999 (“Decreto 2%”) Decreto Ministeriale 22.12.2000 Decreto Ministeriale 29.03.2001 (“Decreto tetti fotovoltaici”) Dal 2002 in poi: vedere le deliberazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas

Le politiche di incentivazione PEN 1981 Strategia globale: risparmio energetico diversificazione delle fonti energetiche (carbone, nucleare e fonti rinnovabili) e delle aree di approvvigionamento. Fabbisogno nazionale previsto nell'85: 165 Mtep Contributo delle FER: 0,2% nell’85 e 1,1% nel '90. Per la costruzione di nuovi impianti idraulici e geotermoelettrici si stanziano complessivamente 6.100 miliardi (più 60 previsti dal PNRE). Per lo sviluppo delle nuove fonti rinnovabili si stanziano complessivamente 1.400 miliardi (più 265 previsti dal PNRE)

Le politiche di incentivazione Aggiornamento PEN 1983 Fabbisogno stimato per l'85: 145 Mtep (PEN '81 165 Mtep) Mix di copertura della domanda elettricità idro-geo: 6,9% (PEN '81 6,4%). Fabbisogno stimato per il 1990: 152 - 164 Mtep Mix di copertura della domanda: elettricità idro-geo 7% nuove fonti rinnovabili allo 0,1%. Fabbisogno stimato per il 1995: 163 -177 Mtep elettricità idro-geo 7,3% nuove fonti rinnovabili 0,7%.

Le politiche di incentivazione Aggiornamento PEN 1988 Nuovi obiettivi delle FER per l’anno 2000 600 kW di potenza eolica installata Provvedimenti attuativi del PEN '88 sono le leggi n. 9/91 e 10/91: La legge n. 9/91 affida al CIP il compito di definire i prezzi relativi alla cessione all'ENEL dell'energia elettrica prodotta da FER in base al criterio dei costi evitati; definire le condizioni di assimilabilità delle fonti energetiche a quelle rinnovabili. La legge n. 9/91 dà origine al provvedimento CIP 6/92 che quantifica i prezzi di cessione e dei contributi (saranno poi aggiornati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas).

Le politiche di incentivazione Provvedimento CIP 6/92 Fissa i prezzi di cessione che l’ENEL deve corrispondere ai produttori di energia elettrica “da FER e assimilate”. I prezzi sono determinati sulla base del “costo evitato di produzione all’ENEL”: costo evitato di impianto, comprensivo degli interessi passivi; costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali; costo evitato di combustibile. Si aggiunge una quarta componente di prezzo finalizzata al recupero accelerato del capitale investito. I contributi sono tali da rendere competitive la maggior parte delle FER, anche perché l'economia degli impianti è già assicurata dalle finalità originarie (autoproduzione).

Le politiche di incentivazione Effetti del provvedimento CIP 6/92 Il provvedimento CIP 6/92 determina evidenti effetti: mutamento dei rapporti fra le diverse componenti del sistema elettrico nazionale (produttori privati, Enel, municipalizzate). sensibile crescita della potenza elettrica installata sostenuta non dal mercato, ma dalle incentivazioni il costo è posto a carico della collettività. I costi annui derivanti dall’applicazione del provvedimento possono essere stimati come segue (2001): 7.600 miliardi di lire a favore dei produttori privati 1.300 miliardi di lire a favore dell’Enel 200 miliardi di lire a favore delle municipalizzate

Le politiche di incentivazione Provvedimento CIPE 137/98 Individua le linee guida e le azioni da intraprendere per il rispetto del Protocollo di Kyoto. La produzione di elettricità da FER deve contribuire a ridurre le emissioni di CO2. Gli obiettivi specifici e le strategie di percorso sono definite nel “Libro Bianco sulle energie rinnovabili” approvato dal CIPE nell’agosto 1999.

Le politiche di incentivazione Decreto Legislativo 79/99 Il Decreto Bersani, che attua la direttiva europea 96/92/CE sul mercato interno sull’energia elettrica, introduce l’obbligo, a carico dei grandi produttori e importatori di elettricità, di produrre o acquisire una prefissata quota di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili o assimilate; reca disposizioni, quali la precedenza nel dispacciamento, volte a favorire la diffusione delle FER. L’obbligo di produzione di quote di energia da fonti rinnovabili è un meccanismo di incentivazione indiretta. Si crea di fatto un mercato protetto per le fonti rinnovabili allo scopo di contribuire all’evoluzione delle tecnologie e alla riduzione dei costi industriali.

Le politiche di incentivazione DM 11 novembre 1999 (“Decreto 2%”) Decreto attuativo del Decreto Bersani, obbliga tutti i produttori e gli importatori di elettricità a immettere in rete, a decorre dal 2002, un quantitativo di elettricità da FER pari al 2% dell’energia prodotta (o importata) nell’anno precedente da fonti convenzionali (la cogenerazione non rientra in tale obbligo). Il meccanismo di remunerazione degli investimenti si concretizza nel libero commercio di appositi certificati verdi emessi dal GRTN. Gli impianti che hanno diritto alla certificazione verde sono solo quelli da FER (sole, vento, risorse idriche e geotermiche, maree, moto ondoso, rifiuti organici e inorganici e biomasse) entrati in esercizio o modificati in data successiva al 1° aprile 1999.

Le politiche di incentivazione DM Ambiente 22 dicembre 2000 “Finanziamenti ai comuni e alle aziende del gas per l'installazione di sistemi per la produzione di calore a bassa temperatura”. Il programma è rivolto ai comuni e alle aziende distributrici del gas di proprietà comunale che, in relazione all'art. 16, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, devono raggiungere obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili. Il costo del programma 2000-2002 per il Ministero dell'ambiente è determinato in lire 12 miliardi più 2,5 miliardi di lire come quota di cofinanziamento del Ministero dell'ambiente all'ENEA, per garantire un'azione di supporto tecnico ai programmi governativi di incentivazione del solare termico.

Le politiche di incentivazione DM Ambiente 29 marzo 2001 Programma "Tetti fotovoltaici", finalizzato alla realizzazione nel periodo 2000-2002 di impianti fotovoltaici di potenza da 1 a 50 kW collegati alla rete elettrica e integrati/installati nelle strutture edilizie. Il programma è organizzato in due sottoprogrammi: uno rivolto ai soggetti pubblici l'altro indirizzato ai soggetti pubblici e privati. Per entrambe le categorie di soggetti: contributo pubblico in conto capitale fino al 75% del costo di impianto. Il costo complessivo è determinato in lire 60 miliardi più 2,5 miliardi destinato a coprire il costo di alcune attività spettanti all’ENEA.

Le politiche di incentivazione Le erogazioni nel periodo 1981 - 2002 PEN ’81: 6.100 miliardi (più 60 previsti dal PNRE). 1.400 miliardi (più 265 previsti dal PNRE). CIP 6/92 (in 10 anni): 76.000 miliardi di lire a favore dei produttori privati 13.000 miliardi di lire a favore dell’Enel 2.000 miliardi di lire a favore delle municipalizzate DM 22 dicembre 2000: 12 miliardi di lire a favore dei comuni e delle municipalizzate 2,5 miliardi di lire a favore dell’ENEA DM 29 marzo 2002 60 miliardi di lire in favore di Enti locali e soggetti privati 2,5 miliardi a favore dell’ENEA.

Le politiche di incentivazione L’impegno finanziario 1975 - 2002 Impegno finanziario dello Stato per incentivare le fonti energetiche rinnovabili nel periodo 1975 - 2002: 98.902 miliardi di lire La somma è spesata sulla fiscalità generale e sulle tariffe elettriche. Sono esclusi i costi sostenuti attraverso l’ENEA per i programmi di ricerca e sviluppo.

Gli strani effetti delle politiche di incentivazione LA CRISI DEL SISTEMA ENERGETICO

Il fabbisogno energetico nazionale Il decennio1990 - 2000 PREVISIONE DEI VERDI ALLA CNE 1987 145

Il fabbisogno energetico nazionale I dati 1990 - 2001

Il fabbisogno energetico nazionale I dati 2002 Fabbisogno nazionale di energia: 186 Mtep Fonti di produzione nazionale: 18 % Fonti di importazione: 82 % petrolio 49 % gas naturale 31 % energia elettrica 7 % fonti rinnovabili 7 % carbone 6 % Fattori di rischio: rigidità (monocultura petrolio e gas naturale) dipendenza strategica (da aree instabili) esborso estero Fattura energetica annua: 30 Miliardi di Euro

Il fabbisogno elettrico nazionale I dati 2002 Fabbisogno nazionale di elettricità: 300 G kWh Produzione da fonti nazionali: 16 % Produzione da fonti di importazione: 84 % Mix produttivo: olio combustibile 34 % gas naturale 26 % idroelettrico e geotermico 17 % carbone e altri combustibili 8 % importazioni nette di elettricità 15 % Costo medio di produzione del kWh = 112 Lire: 1,6 volte quello medio europeo (35% nucleare) 2 volte quello francese (75% nucleare) 3 volte quello svedese (50% nucleare, 50% idroel.)

Il ruolo delle fonti rinnovabili Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in Italia nel 2002: 17,25 Mtep. Il contributo più significativo (96,8%) proviene dalle fonti rinnovabili di tipo classico (idraulico, geotermico, legna da ardere). Il contributo delle nuove FER equivale allo 0,09% del fabbisogno elettrico nazionale. Fonte Mtep Idroelettrica 9.067 Legna e assimilati 6.487 Geotermica 1.140 CDR 267 Biocombustibili 222 Eolica 51 Solare 13 Totale 17.247

Il ruolo delle fonti rinnovabili Copertura del fabbisogno energetico complessivo dell’Italia: le FER contribuiscono per il 7,2% il contributo è dovuto in massima parte alle fonti rinnovabili classiche (idroelettrico e geotermico, legna da ardere); le nuove fonti rinnovabili (solare termico, fotovoltaico, eolico, biocombustibili e CDR) hanno un ruolo marginale. Copertura del fabbisogno nazionale di energia elettrica: le fonti rinnovabili hanno fornito complessivamente il 17,6% il contributo è ascrivibile quasi interamente alle fonti rinnovabili classiche (15,7% dall'idroelettrico, 1,9% dal geotermoelettrico); le nuove FER (eolico, solare termico, fotovoltaico, biomasse, biocombustibili, CDR) contribuiscono complessivamente per lo 0,09%.

Le prospettive delle nuove fonti rinnovabili UN CONTRIBUTO SOSTANZIALE?

Il contributo massimo ottenibile Una stima del contributo massimo ottenibile dalle fonti rinnovabili nella realtà nazionale è contenuta nel documento TERES II del programma ALTENER della DGE della Commissione Europea (1996). Nelle condizioni di scenario più favorevole (best practice policies) il contributo teorico massimo da nuove FER raggiungibile in Italia nel 2020 è di 20,5 Mtep. Fonte Mtep Idroelettrica 15.558 Legna e assimilati 9.598 Geotermica 5.883 CDR 8.304 Biocombustibili 6.198 Eolica 2.878 Solare 3.126 Totale 51.544

La rilevanza sul fabbisogno energetico Il contributo di 20,5 Mtep previsto nelle condizioni di scenario più favorevole (massimo teorico ottenibile) rappresenterebbe meno del 5% del fabbisogno energetico nazionale previsto per il 2020 (previsioni di minima della crescita dei consumi). Il contributo massimo teoricamente ottenibile dalle nuove fonti rinnovabili al 2020 non sarebbe comunque tale da alleviare significativamente i problemi di dipendenza energetica del Paese. Il ruolo delle nuove fonti rinnovabili appare dunque destinato a rimanere marginale anche in una prospettiva di medio-lungo termine.

La rilevanza sul fabbisogno elettrico “Fra le nuove fonti rinnovabili, fotovoltaico ed eolico continuano ad avere prospettive di rilievo nel settore elettrico”. E’ vero? In Italia sono pendenti (01.01.2003) richieste di autorizzazione alla costruzione di 110 centrali elettriche in 62 località diverse. La potenza complessiva degli impianti è di 48.311 MWe. Gli impianti sono alimentati come segue: 70% a gas naturale 25% a olio combustibile 5% a carbone

Il confronto competitivo ANALISI COMPARATIVA

Le ragioni del “flop” La perdurante marginalità delle nuove fonti rinnovabili ha le seguenti cause principali: La non competitività economica derivante dagli elevati costi degli impianti e daI problemi di gestione e manutenzione. Dato il carattere discontinuo delle fonti rinnovabili, nelle applicazioni civili (riscaldamento, produzione di acqua calda sanitaria, elettrogenerazione per uso proprio) e in molti impianti industriali è necessaria la presenza di impianti sostitutivi di tipo classico per la copertura dei fabbisogni nei periodi di indisponibilità. …L’impatto ambientale (!)

Impegno del suolo e costi di impianto Per realizzare un impianto elettrico da 1000 MWe è necessario affrontare i seguenti costi: Tipo di impianto Area occupata (ha) Costo impianto ($/kWe) Nucleare 15 1.400 Carbone 30 1.770 Olio combustibile 20 1.500 Gas (ciclo comb.) 12 1.200 Fotovoltaico 200 7.200 Eolico 12.500 2.400

Manutenzione e disponibilità Il funzionamento dell’impianto comporta i seguenti oneri per manutenzione e le seguenti disponibilità: Tipo di impianto Manutenzione (mills $ / kWh) Disponibilità (%) Nucleare 7 85 Carbone 6 90 Olio combustibile 5 Gas (ciclo comb.) Fotovoltaico 10 15 Eolico 30

Costo del kWh prodotto Come risultato dei parametri precedentemente illustrati, il costo del kWh prodotto nei diversi impianti è il seguente: Tipo di impianto Costo (Lire / kWh) Nucleare 40 Carbone 80 Olio combustibile 130 Gas (ciclo combinato) 140 Fotovoltaico 1000 Eolico 200

Le conseguenze degli errori del passato ALCUNE RIFLESSIONI

La situazione Dipendenza dalle importazioni (82% del fabbisogno, 30 miliardi di euro/anno) Sbilanciamento del mix energetico (quota idrocarburi 65%) Sbilanciamento del mix elettrico: dipendenza dall’estero 84%, dagli idrocarburi 80%. esborso annuo: 10 miliardi di euro (1/3 della fattura energetica) costo medio del kWh: 60% in più rispetto alla media europea. Per ridurre i costi di produzione importa energia nucleare dall’estero (fra il 14 e il 18% nell’ultimo decennio). Rigidità degli approvvigionamenti Impatto ambientale (“tutto carbonio”, transito di prodotti petroliferi, obiettivi del Protocollo di Kyoto irraggiungibili) Depressione della ricerca in campo energetico

Il disimpegno della ricerca

Il blackout del 28.09.2003 I motivi: Prelievo costante di 6.400 MW di potenza elettrica dalla rete estera per ridurre il costo medio del kWh. Di notte il prelievo sulla rete estera corrisponde al 25% del fabbisogno elettrico nazionale. “Riserva calda” non disponibile. L’interruzione notturna della potenza prelevata dall’estero comporta il sovraccarico della rete nazionale e il distacco di tutti gli impianti di produzione. La capacità di trasporto degli elettrodotti che ci collegano alla rete europea è saturata ormai da molti anni. La realizzazione di nuovi elettrodotti è ostacolata dalle amministrazioni locali per il terrore dell’“elettrosmog”.

Il blackout del 28.09.2003 I rimedi: posizione degli ambientalisti: “Non si devono fare nuove megacentrali e non servono nuovi elettrodotti: la soluzione è nella generazione diffusa basata sulle nuove fonti rinnovabili”. posizione del governo: “È necessario costruire nuove centrali per rendere il sistema elettrico nazionale autosufficiente”. la nostra posizione: l’autosufficienza con petrolio e gas eleva ulteriormente il costo medio del kWh e pone fuori mercato il sistema produttivo. nel breve termine: incrementare l’importazione di energia elettrica dai paesi nucleari (costruire nuovi elettrodotti). nel medio-lungo termine: costruire nuovi impianti nucleari.

SITUAZIONE E PROSPETTIVE L’energia nucleare SITUAZIONE E PROSPETTIVE

Il dopo-Chernobyl “Il disastro di Chernobyl ha prodotto un ripensamento generale sull’energia nucleare, che a livello mondiale è ormai in via di abbandono …” Non è vero: Potenza nucleare in funzione nel mondo al 31.12.1985: 249.688 MWe Potenza nucleare in funzione nel mondo al 31.12.2002: 358.661 MWe Crescita della potenza nucleare fra il 1985 e il 2002: 44 %

L’energia nucleare nel mondo La situazione mondiale dell’energia nucleare al 01.01.2003: Reattori in esercizio: 441 Potenza complessiva: 358.661 MWe Produzione complessiva: 2.574 GkWh Nuovi reattori collegati alla rete nel 2002: 6 Potenza complessiva dei nuovi reattori: 5.013 MWe Nuovi reattori ordinati nel 2002: 7 Reattori in costruzione nel mondo: 32

Il ruolo del nucleare “Il nucleare ha un ruolo marginale, poiché da esso proviene solo il 7% dell’energia prodotta nel mondo…” Il nucleare non serve a produrre energia, ma energia elettrica. Il suo contributo va quindi confrontato con la produzione di energia elettrica. L’energia nucleare contribuisce alla produzione elettrica (dati ONU-IAEA 2002): per il 35 % in Europa per il 25 % nei paesi dell’OCSE per il 17 % a livello mondiale Oggi l’energia nucleare è la prima fonte di produzione elettrica in Europa (davanti al carbone).

Il nucleare è in via di abbandono? “Il nucleare è in via di abbandono nei paesi occidentali, dove non si costruiscono più reattori; resiste solo in Asia…” I paesi che già impiegano estesamente l’energia nucleare non costruiscono nuove centrali perché non ne hanno bisogno, in quanto: hanno raggiunto un mix produttivo equilibrato; il nucleare serve per la copertura del carico di base; sono raddoppiati i fattori di disponibilità degli impianti; la vita di una centrale nucleare è estensibile fino a 60 anni. Ben diversa è la situazione nei paesi che sono lontani dall’aver raggiunto un mix energetico ottimale, come il Giappone, la Corea, la Russia, la Cina e la Finlandia (che ha deciso di realizzare il suo quinto impianto nucleare).

La Svezia e il nucleare “La Svezia ha deciso di uscire dal nucleare…” La Svezia, in seguito a un referendum tenutosi nell’80, dopo l’incidente di Three Mile Island, avrebbe dovuto uscire dal nucleare a partire dal ’92. La fermata del primo reattore (centrale di Barsebäck) è avvenuta solo all’inizio del 2000 Successivamente il governo ha deciso di rinviare sine die la fermata del secondo reattore “per la mancanza di alternative valide sul piano economico e ambientale”. La Svezia ha tuttora undici reattori nucleari che funzionano a pieno regime coprendo il 46% del fabbisogno elettrico nazionale (la parte restante proviene dall’idroelettrico).

La Germania e il nucleare “La Germania ha deciso di uscire dal nucleare…” In Germania il governo ha deciso di limitare a 35 anni la vita utile degli impianti nucleari installati. L’applicazione di questa decisione porterebbe a una graduale chiusura degli impianti nucleari dopo 35 anni di esercizio, e in questa ipotesi l'ultimo reattore oggi esistente sarebbe fermato nel 2020. Le associazioni industriali, scientifiche e dei consumatori hanno fatto presente al Governo che il Paese (che peraltro dispone di ingenti risorse carbonifere) non può permettersi di rinunciare a una fonte che copre il 33% del fabbisogno elettrico nazionale. Nel frattempo solo uno dei reattori tedeschi in funzione prima della decisione è stato fermato (per altri motivi).

La Francia e il nucleare La Francia ha costantemente confermato la scelta nucleare … La Francia registra il costo del kWh più basso d’Europa e il più stabile rispetto alle fluttuazioni del prezzo dei combustibili fossili. La sua dipendenza energetica dall’estero si è ridotta dal 78% al 50% dal ‘73 ad oggi. A ciò si accompagnano: il fatturato estero dovuto all’esportazione di energia elettrica; il fatturato estero dell’industria nucleare; una riduzione del 30% delle emissioni di CO2 dal ’75 ad oggi; l’azione trainante esercitata dalla tecnologia nucleare sullo sviluppo tecnologico.

Il nucleare nel futuro Le previsioni di sviluppo dell’ONU-IAEA

Anche il mercato va aiutato L’energia nucleare è economicamente vantaggiosa, ma… un impianto nucleare richiede un investimento iniziale circa doppio rispetto a quello richiesto da un impianto convenzionale. la realizzazione di una centrale nucleare richiede un tempo almeno doppio rispetto al tempo di realizzazione di una centrale convenzionale. La complessità dell’iter autorizzativo e le resistenze per l’accettazione dell’impianto prolungano ulteriormente i tempi realizzativi (la costruzione della centrale di Caorso ha richiesto 10 anni). Posto che non esistano altri ostacoli, chi sceglierebbe un investimento doppio e a redditività differita per immettere sul mercato lo stesso prodotto? i meccanismi di mercato non sono i soli ad operare altri meccanismi ostacolano la riapertura dell’opzione nucleare in Italia è necessaria una politica specifica