Valutazione economica dell opzione nucleare nel sistema elettrico italiano 19 Maggio 2006 1
Sommario Analisi dei costi di un impianto nucleare 2 scenari: investimento a tassi di mercato e regime fiscale ordinario investimento a tasso agevolato e senza oneri fiscali Analisi di sensitività rispetto ai parametri più significativi Simulazione dell espansione del parco di produzione nazionale nel periodo 2006-2030 senza nucleare con nucleare 2
Analisi dei costi degli impianti nucleari: fonti Sono stati presi a riferimento alcuni studi recenti (2000-2004) condotti prevalentemente nel Nord America: CERI (2004) - Levelised Unit Electricity Cost Comparison of Alternative Technologies for Baseload Generation in Ontario. Canadian Energy Research Institute. Studio condotto per conto di Canadian Nuclear Association MIT (2003) The Future of Nuclear Power plants - An Interdisciplinary MIT Study. Massachussetts Institute of Technology. University of Chicago (2004) - The Economic Future of Nuclear Power Plants WNA (2005) The New Economics of Nuclear Power World Nuclear Association. Dominion (2004) - Study of Construction Technologies and Schedules, O&M Staffing and Cost, Decommissioning Costs and Funding Requirements for Advanced Reactor Designs. Studio condotto per conto del DoE 3
Voci di costo di un impianto nucleare Costo di capitale Costo di combustibile Costo di Operation & Maintenance Costo di decommissioning Altri costi di esercizio 4
Voci di costo: costo di capitale Costo di costruzione costo overnight (costo della tecnologia): 1200 2000 /kw incrementi per prime realizzazioni (costi FOAKE): fino a 30% costo overnight riduzioni per economie di scala: - 5% per ogni raddoppio; -15% per più unità sullo stesso sito durata del periodo di costruzione: 5 7 anni profilo di spesa nel periodo di costruzione: costante a campana Parametri finanziari del progetto rapporto tra capitale di debito e capitale proprio: 50/50 tassi di interesse del debito e del capitale: 10% / 15% periodo di rimborso del debito : 10 20 anni vita economica dell impianto: 30 60 anni 5
Voci di costo: combustibile, O&M, decommissioning Costo del combustibile : 4 7 /MWh costo di realizzazione dell elemento di combustibile (acquisto, conversione, arricchimento, e realizzazione elemento combustibile) : 3 4 /MWh costo per la chiusura del ciclo del combustibile (stoccaggio e/o riprocessamento) : 1 3 /MWh Costo di Operation and Maintenance : 7 11.5 /MWh Costi fissi : 50 60 k /MW/anno Costi variabili : 0 2 /MWh Costo di decommissioning definito come percentuale del costo overnight : 20% 50% si ipotizza che sia istituito un fondo alimentato annualmente 6
Ulteriori assunzioni per la definizione del costo di produzione Ulteriori costi assicurazioni, concessioni ulteriori costi di investimento Fattore di utilizzo dell impianto: 85% 92% Oneri fiscali imposta sul reddito, altre imposte locali: 30% 40% degli utili Tasso di inflazione da applicarsi a costi del combustibile e di O&M: 0 3 % 7
Valutazione del costo di produzione LUEC (Levelized Unit Electricity Cost) costo unitario di produzione costante sull intera vita operativa dell impianto prezzo unitario costante dell energia prodotta dall impianto nucleare, che permetterebbe di pareggiare tutti i costi sostenuti durante l intero periodo di costruzione e funzionamento dell impianto è il valore che azzera la somma di tutti i flussi di cassa attualizzati rispetto ad un periodo temporale di riferimento pari alla vita economica dell impianto (annullamento del VAN) Predisposizione di un modello di analisi finanziaria per il calcolo del LUEC 8
Costo di produzione: scenari considerati Impianto considerato EPR (European Pressurised Reactor) già in costruzione in Finlandia (Olkiluoto) e a breve in Francia (Flamanville) Sono stati considerati due scenari Scenario A: investimento a tassi di mercato e regime fiscale ordinario Scenario B: investimento a tasso agevolato e senza oneri fiscali 9
Ipotesi relative allo scenario A : tasso di mercato 10
Ipotesi relative allo scenario B: tasso agevolato Differenze rispetto allo scenario A 11
Valore del costo di produzione (LUEC) nei due scenari Valore Costo di Produzione nello Scenario A: 48 /MWh Valore Costo di Produzione nello Scenario B: 26 /MWh Comparazione valore LUEC nei due scenari considerati LUEC [ /MWh] 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Scenario B Scenario A O&M Combustibile Decommissioning Costi di investimento 12
Scenario A: Ripartizione dei costi Ripartizione del costo di produzione [ /MWh] Scenario A 7.20 6.00 25.58 1.86 7.09 Ripartizione % del costo di produzione Scenario A O&M Decommissioning Costi di investimento Combustibile Costi fiscali 15% 13% 54% 15% 4% O&M Combustibile Decommissioning Costi fiscali Costi di investimento 13
Scenario A: Analisi di sensitività - variazione costo overnight Variazione valore assoluto del LUEC in funzione del costo overnight 70 LUEC [ /MWh] 38.03 41.26 60 50 44.5 40 30 47.73 50.97 54.2-30 -20-10 0 10 20 30 Variaz. % costo overnight LUEC [ /MWh] 57.43 Variazione del LUEC in funzione del costo overnight e della durata della costruzione 65 55 45 35-30 -20-10 0 10 20 30 Var.% costo overnight Var. % LUEC - tempo costr. 6 anni Var. % LUEC - tempo costr. 5 anni Var. % LUEC - tempo costr. 7 anni 14
Scenario A: Analisi di sensitività - variazione tassi sul capitale LUEC [ /MWh] 65 60 55 50 45 40 35 30 Variazione valore assoluto del LUEC in funzione dei tassi sul capitale 33.2 36.4 39.89 43.67 47.73 52.07 56.69 61.59 5 6 7 8 9 10 11 12 13 WACC [%] 15
Scenario A: Analisi di sensitività - vita economica e decommissioning Variazione valore assoluto del LUEC in funzione della vita economica dell'impianto 65 LUEC [ /MWh] 60 55 50 45 10 20 30 40 50 60 70 Vita economica [anni] 52 51 50 49 48 47 46 45 44 43 LUEC [ /MWh] Variazione valore assoulto del LUEC in funzione del costo di decommissioning 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Costo decommissioning (% del costo overnight) 16
Valutazione dell espansione del parco di produzione nel periodo 2006-2030 17
Gli scenari sviluppati: scenario di RIFERIMENTO Evoluzione della domanda elettrica moderata fino al 2030 (elaborazioni CESI-AIEE) Parco di produzione: censito al 2005 impianti previsti e già autorizzati ad oggi nuova potenza installata in base a logiche di minimizzazione dei costi complessivi di sistema e rispetto dei vincoli (ambientali, disponibilità fonti, etc.) tecnologia nucleare non prevista Reti di trasmissione e distribuzione schematizzate con topologia regionale 18
Gli scenari sviluppati: scenario di RIFERIMENTO Importazione di elettricità dall estero: evoluzione della massima energia importabile sulla base del programma decennale Terna di sviluppo delle reti di interconnessione (al 2015); nessuna ipotesi di ampliamento ulteriore Imposizione di vincoli necessari a simulare gli strumenti di policy in atto: protocollo di Kyoto (limiti alle emissioni, meccanismi di flessibilità: acquisto di crediti e/o permessi di emissione) direttiva rinnovabili: simulazione mercato Certificati Verdi Emissioni di inquinanti: nessuna restrizione della legislazione attuale in materia 19
Gli scenari sviluppati: l opzione nucleare E stato ampliato lo Scenario di Riferimento, aggiungendo la possibilità di installare: Impianti nucleari di tipo EPR Anno di entrata in esercizio del 1 impianto: 2018 Graduale penetrazione della tecnologia nucleare (un impianto ogni 3 anni) Localizzazione: selezione di 4 siti già valutati idonei ad installazioni nucleari in Italia 20
Prezzi e disponibilità fonti primarie: le fonti fossili e nucleare /Gcal 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5-2006 2007 2008 2010 2014 2018 2022 2026 2030 gas naturale olio nucleare carbone 276 /1000m 3 86 /t 21
Costi di Produzione: da fonti fossili e nucleare 80.00 /MWh 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00 20.00 10.00 0.00 EPR Carbone USC 2006 Ciclo combinato Gas 2006 Costi Fissi (capitale, O&M, decommissioning) Costi Variabili (Combustibile, O&M) Costo Emissioni CO 2 (10 /tco 2 ) 22
Il sistema di generazione Impianti di generazione elettrica, sia esistenti che previsti in costruzione, censiti al 2005 Impianti futuri: termoelettrici e rinnovabili: set di tecnologie innovative, con migliori prestazioni, in termini di efficienza, ambientali ed economiche - nuova potenza a carbone: solo a Torvaldaliga e Porto Tolle, oltre a reinstallazioni brown field - gas: in Sardegna disponibile solo dal 2014 Descrizione delle tecnologie mediante dati di: efficienza, potenza massima, anno di installazione, vita tecnica, vita economica, costi (investimento, fissi e variabili), coefficienti di riduzione emissioni, disponibilità produttiva 23
500 000 450 000 400 000 La domanda di energia Variabile esogena, definita in termini di consumi, espressi come domanda di servizi energetici, per settore e per tecnologie di consumo GWh 350 000 300 000 250 000 200 000 2 000 2 005 2 010 2 015 2 020 2 025 2 030 Tassi di incremento annuo: 2% (2000-2010) - 1.7% (2011-2020) - 1.5% (2021-2030) 24
Rinnovabili 100 Scenario Nucleare Quota rinnovabili 80 TWh 60 40 20 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Nell attuale normativa italiana, l incentivazione delle energie rinnovabili si basa sul meccanismo di mercato dei Certificati Verdi (CV). Si intendono a fonti rinnovabili gli impianti eolici, solari, geotermici, idroelettrici, a biomasse (inclusa la frazione biodegradabile di rifiuti agricoli, urbani e industriali). Per simulare il complesso di azioni tese al raggiungimento degli obiettivi di incentivazione, si utilizza un meccanismo che simula l effetto di tali strumenti, attraverso sussidi con valori allineati a quelli degli attuali CV (10,892 cent /kwh). 25
Protocollo di Kyoto MtCO2 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2005 2006 2007 2008 2010 2014 2018 2022 2026 2030 Obiettivi di riduzione delle emissioni di CO 2 : 2005-2007: 131.1 MtCO 2 /anno (PNA) 2008-2012: Direttiva EU ETS, Kyoto Protocol (stime) post 2012: ipotesi su accordi post Kyoto Utilizzo di meccanismi di flessibilità (ET, CDM): disponibilità di EUA (permessi) e CER (crediti), profili di prezzo derivati da estrapolazioni da attuali quotazioni di mercato (da 10 /tco 2 al 2006 a 50 /tco 2 al 2030), presupponendo una convergenza a tendere dei prezzi dei due certificati 26
Risultati 27
Risultati ottenuti - Scenario di RIFERIMENTO Evoluzione della potenza installata (per fonte) 140 120 100 GW 80 60 40 20-2 006 2 007 2 008 2 010 2 014 2 018 2 020 2 026 2 030 carbone gas nat. idrico olio eolico altre nucleare 28
Risultati ottenuti - Scenario di RIFERIMENTO Evoluzione della produzione (per fonte) TWh/a 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2 006 2 007 2 008 2 010 2 014 2 018 2 020 2 026 2 030 carbone gas nat. idrico olio eolico altre nucleare 29
Risultati ottenuti - Scenario NUCLEARE Evoluzione della potenza installata (per fonte) 140 120 100 GW 80 60 40 20-2 006 2 007 2 008 2 010 2 014 2 018 2 020 2 026 2 030 carbone gas nat. idrico olio eolico altre nucleare 30
Risultati ottenuti - Scenario NUCLEARE Evoluzione della produzione (per fonte) TWh/a 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2 006 2 007 2 008 2 010 2 014 2 018 2 020 2 026 2 030 carbone gas nat. idrico olio eolico altre nucleare 31
Scenario NUCLEARE: differenza nuova potenza installata Differenza nuova potenza (MW) 4 000 3 000 2 000 1 000 - -1 000-2 000-3 000 gas nat. carbone nucleare 2 006 2 007 2 008 2 010 2 014 2 018 2 020 2 026 2 030 32
Scenario NUCLEARE: differenza della produzione 60 Differenza produzione (TWh/a) 40 20 - -20-40 -60 nucleare cicli a vapore cicli comb 2 006 2 007 2 008 2 010 2 014 2 018 2 022 2 026 2 030 Con l opzione nucleare si realizza un risparmio di oltre 2 G /a (pari al 6% dei costi di generazione) 33
Scenario NUCLEARE: differenza nelle voci di costo 2 000 Differenza costi (M /a) 1 000 - -1 000-2 000-3 000-4 000 2006 2007 2008 2010 2014 2018 2022 2026 2030 CO2 Combustibile Investimento Fissi di funz.e man. Variabili di funz.e man. 34
Risultati - Confronto emissioni di CO 2 Mt (CO 2 ) 180 160 140 120 100 80 60 40 20 - Con l opzione nucleare si contiene la quota di diritti di emissione di CO 2 da acquistare sul mercato (25 Mt CO 2 al 2030) 2006 2007 2008 2010 2014 2018 2022 2026 2030 crediti sc. RIFERIMENTO emissioni.sc.nucleare #RIF! obiettivo riduzione emissioni sc.di riferimento 35
Grazie per l attenzione 36